Les marchés européens de l’électricité connaissent une nouvelle poussée de fièvre. Lundi, les contrats à terme pour 2027 ont atteint leurs niveaux les plus élevés depuis près de trois ans dans plusieurs grands marchés européens, dont la France, l’Allemagne, l’Italie et l’Espagne.
Selon les données rapportées par Montel, cette hausse est avant tout alimentée par l’envolée du gaz, à laquelle s’ajoutent le renchérissement du carbone et les inquiétudes sur l’approvisionnement énergétique à l’approche de l’hiver.
La tension géopolitique autour du détroit d’Ormuz constitue actuellement le principal facteur de nervosité. Avant le conflit opposant depuis fin février les États-Unis et Israël à l’Iran, environ 20 % de l’approvisionnement mondial en GNL transitait par ce passage stratégique, rappelle Montel. Les perturbations persistantes dans la zone font désormais craindre une contraction durable des disponibilités en gaz naturel liquéfié.
Le gaz TTF à son plus haut niveau depuis 2022
Conséquence directe, le contrat de référence européen TTF pour livraison le mois suivant a atteint lundi matin 84,50 €/MWh, un niveau qui n’avait plus été observé depuis décembre 2022.
Cette flambée se transmet rapidement aux marchés électriques européens, où les centrales à gaz restent déterminantes pour fixer le prix marginal pendant de nombreuses heures.
L’Italie, particulièrement dépendante du gaz pour sa production électrique, est logiquement l’un des marchés les plus touchés. Le contrat électrique italien pour l’année 2027 a atteint 157,25 €/MWh, son niveau le plus élevé depuis août 2023. En Hongrie, le même produit a culminé à 157,75 €/MWh, un record depuis juillet 2023.
« Fondamentalement, c’est le gaz, surtout pour l’Italie », résume un trader cité par Montel, qui souligne également le poids du prix du carbone, toujours supérieur à 80 €/t de CO₂.
En France, le Cal 2027 atteint 94,50 €/MWh
La France n’échappe pas au mouvement malgré la place prépondérante du nucléaire dans son mix électrique. Le contrat français pour livraison en 2027 (Cal 27) a atteint 94,50 €/MWh, soit son niveau le plus élevé depuis décembre 2023 selon les données de la bourse EEX.
Pour Clément Bouilloux, analyste chez Montel, les prix français restent eux aussi « tirés par le gaz ». L’influence apparaît particulièrement marquée sur les échéances hivernales, périodes pendant lesquelles les centrales thermiques sont davantage sollicitées pour satisfaire la demande.
Le contraste entre les échéances est spectaculaire. Le contrat électrique français du premier trimestre 2027 a progressé de 9,65 €/MWh pour atteindre 160,85 €/MWh, alors que les contrats portant sur le reste de l’année ont beaucoup moins réagi.
Cette prime hivernale traduit les inquiétudes croissantes sur la disponibilité du gaz et sur la capacité du système électrique européen à traverser la prochaine saison froide dans de bonnes conditions.
Le nucléaire français n’isole pas totalement l’Hexagone
La France bénéficie certes d’un parc nucléaire qui assure généralement autour de 70 % de sa production d’électricité, mais son marché reste fortement interconnecté avec ceux de ses voisins. Lorsque le gaz devient très cher en Europe, les prix français peuvent donc être entraînés à la hausse, particulièrement durant les heures où les moyens thermiques européens deviennent marginaux.
Le parc nucléaire français a par ailleurs subi durant une grande partie de l’été des limitations de puissance liées aux contraintes environnementales sur les cours d’eau, en raison des températures élevées et de débits insuffisants. Ces restrictions devraient cependant progressivement disparaître avec le refroidissement saisonnier.
Les prix du charbon et des quotas européens de CO₂ ont également progressé dans le sillage du gaz, renforçant encore le mouvement haussier sur l’électricité.
Une nouvelle illustration de la vulnérabilité européenne au gaz
Cette séquence rappelle combien, malgré la progression du nucléaire et surtout des renouvelables dans plusieurs pays, le prix de l’électricité européenne reste sensible aux variations du gaz.
La situation est particulièrement révélatrice pour la France : même avec un système électrique largement décarboné, une tension internationale sur le GNL peut rapidement se retrouver intégrée dans les prix à terme de l’électricité.
Elle souligne aussi l’intérêt économique, au-delà de leur contribution climatique, du développement du solaire, de l’éolien, du stockage et des flexibilités. En réduisant les volumes d’électricité à produire avec des centrales fossiles aux heures les plus tendues, ces technologies diminuent l’exposition du système électrique européen aux soubresauts des marchés internationaux du gaz.
À quelques mois de l’hiver, l’évolution du détroit d’Ormuz et du marché mondial du GNL devrait donc rester l’un des principaux déterminants des prix européens de l’énergie.
