Deux moteurs distincts ont tiré les marchés cette semaine : l’escalade militaire directe entre les États-Unis et l’Iran d’un côté, la prolongation d’un arrêt de réacteur en France de l’autre. Moins de nucléaire disponible, c’est davantage d’heures où le prix de l’électricité se cale sur des centrales à gaz… dont le combustible a lui-même renchéri :
🌍 Contexte international
💲Macroéconomie & 🌐Géopolitique :
Le conflit entre Washington et Téhéran est passé mardi 1ᵉʳ septembre à l’affrontement direct. Le commandement américain a lancé une nouvelle vague de frappes sur des cibles des Gardiens de la révolution dans le sud de l’Iran : Bandar Abbas, Jask, Sirik, l’île de Qeshm et Asaluyeh. L’Iran a riposté dans la nuit sur des bases américaines à Bahreïn, en Jordanie et en Irak. C’est le plus lourd échange de tirs entre les deux pays depuis plus d’un mois.
Asaluyeh est le site où le gaz du gisement de South Pars est traité avant d’entrer dans le réseau iranien. Frapper ce point, c’est donc viser l’infrastructure gazière elle-même et non plus seulement le transit maritime. Le détroit d’Ormuz achemine par ailleurs près d’un cinquième du commerce mondial de gaz naturel liquéfié.
Le marché a réagi dès le lendemain. Mercredi 2 septembre, le contrat calendaire 2027 sur le gaz français a inscrit son plus haut historique à 53,17 €/MWh et le trimestre d’hiver sur l’électricité le sien à 144,23 €/MWh. Les cours ont légèrement reflué jeudi et vendredi, sans effacer le mouvement.
Côté monétaire, l’euro est resté quasi stable face au dollar, de 1,158 à 1,161. L’effet de change est cette fois négligeable : les hausses en euros sont très proches des hausses en dollars, ce qui n’était pas le cas les semaines précédentes. La Banque centrale européenne se réunit le 10 septembre et le marché anticipe une hausse d’un quart de point.
🔥 Gaz naturel
📈+9,0 % sur les prix de 2027 et 📈+7,9 % sur les prix d’octobre 2026.
Le contrat d’octobre sur le PEG, la bourse française du gaz, a terminé la semaine à 71,28 €/MWh. Le contrat calendaire 2027 s’établit à 52,23 €/MWh et celui de 2028 à 33,90 €/MWh. La référence néerlandaise, le TTF, a touché en séance mercredi son plus haut niveau depuis janvier 2023.
Trois éléments se sont additionnés. L’escalade sur Ormuz a fait remonter le risque sur les cargaisons. La maintenance des installations norvégiennes de Troll et de Kollsnes a été prolongée, ramenant les flux vers l’Europe de 315,5 à 271,5 Mm³/j en une semaine, contre environ 340 début août. Et le remplissage des stockages reste en retard.
L’Europe était à 66,1% au 4 septembre, contre 64,1% une semaine plus tôt : s’il y a progression, le niveau reste très bas pour la saison. C’est d’ailleurs pourquoi la cible réglementaire de remplissage a été assouplie de 90% à 80% pour l’hiver qui vient. La France est mieux placée, à 72,5%.
Les volumes de GNL livrés aux terminaux européens et regazifiés vers le réseau sont montés à 3,78 TWh/j, contre 3,51 la semaine précédente. Cet apport supplémentaire n’a pas suffi à compenser le manque norvégien.
La hausse porte surtout sur les échéances proches et sur 2027. Plus loin sur la courbe, la hausse s’atténue : le calendaire 2029 progresse de 5,1% et le 2030 de 1,5%.
⚡ Electricité
📈+15,1 % sur les prix de 2027 et 📈+12,8% sur les prix de septembre 2026.
Le contrat d’octobre a terminé à 130,19 €/MWh. Le trimestre d’hiver qui s’ouvre en octobre suit à 140,08 €/MWh, en hausse de 10,5%. Le contrat calendaire 2027 s’établit à 79,16 €/MWh et celui de 2028 à 56,12 €/MWh.
L’origine de la hausse est française : jeudi 3 septembre, EDF a prolongé de sept semaines l’arrêt du réacteur Gravelines 5, désormais attendu jusqu’au 25 janvier, après la détection de signes de corrosion. Le réacteur sort donc du parc disponible sur l’essentiel de la saison de chauffe : c’est ce qui explique que la hausse se concentre sur l’hiver et sur 2027, et non sur le seul court terme.
La disponibilité nucléaire s’est établie à 38,7 GW, en amélioration par rapport aux 36,7 GW de la semaine précédente, mais toujours autour de 61% d’un parc installé de 63 GW. La température moyenne constatée a atteint 23,78°C, soit 4,6°C au-dessus de la normale de saison : cette chaleur soutient la consommation de climatisation et complique le refroidissement des centrales de bord de fleuve.
Quand le nucléaire manque, l’équilibre entre l’offre et la demande se fait sur des heures de plus en plus nombreuses grâce aux centrales à gaz. Sur ces heures, c’est le coût de production de ces centrales qui fixe le prix de l’électricité, et leur combustible a progressé de 7,9% sur la semaine. Moins de nucléaire d’un côté, un gaz plus cher de l’autre : les deux effets se cumulent sur la facture.
La France est par ailleurs interconnectée avec l’Allemagne et l’Italie, dont les mix de production font une place bien plus large aux énergies fossiles. Leurs prix élevés remontent jusqu’au marché français, même si le mix français reste très largement décarboné.
Au-delà de 2028, le mouvement s’éteint : le calendaire 2029 gagne 2,5% et le 2030 seulement 0,5%. Le marché réagit plus à une contrainte de production identifiée et
limitée dans le temps qu’à un changement d’équilibre durable.