Quels prix de l’énergie en 2026 ?

Comment voyez-vous l’évolution des prix de l’électricité et du gaz en 2026 ?

Géraldine Freslon-Proult :

Les marchés en électricité et en gaz naturel ont connu des baisses significatives en fin d’année 2025 et début 2026 pour atteindre un point bas début février. Le conflit en Iran rebat les cartes et nous avons renoué très rapidement en début mars avec une tendance haussière et une forte volatilité qui a même pu conduire certains fournisseurs à suspendre leurs offres. Nous constatons que la fermeture du Détroit d’Ormuz a un impact bien plus important sur les prix du gaz naturel que ceux de l’électricité. Ce sont les produits court termes qui sont les plus impactés. En électricité, la France reste relativement épargnée en raison des fondamentaux du système électrique français : forte disponibilité nucléaire et bonne production renouvelable. Le marché allemand a été bien plus impacté. Si l’on compare le produit Baseload 2027, le spread [écart de prix, Ndlr] entre l’Allemagne et la France est de l’ordre de +36,6 €/MWh. L’évolution des prix sur 2026 va donc principalement dépendre de l’évolution du contexte géopolitique, suivi de la disponibilité des stocks de gaz naturel et enfin de la situation météorologique.

Pourquoi les prix de l’électricité devraient-ils remonter ?

Les prix actuels étaient redescendus à des valeurs proches de ceux d’avant crise énergétique. Nous avons atteint avant le début du conflit en Iran des prix historiquement bas pour les produits futures (lire encadré). Quand la Commission de régulation de l’énergie (CRE) annonce que le coût complet du nucléaire se situe entre 60 € et 63 € le MWh, le niveau de marché est-il suffisant sur le long terme pour assurer le financement du système et notamment le renouvellement du parc ? Le contexte géopolitique actuel pourrait-il redéfinir une nouvelle référence pour les prix de l’électricité ? Le marché va-t-il retrouver les niveaux d’avant conflit ? Ce sont ces questions auxquelles il est difficile de répondre à date mais qui sont structurantes côté acheteur pour définir leur stratégie.

Qu’en est-il des prix du gaz ?

Le marché du gaz a aussi fortement baissé. Le prix est passé sous la barre des 25 € par MWh sur 2026 sous l’influence de plusieurs facteurs : baisse de la demande, bon niveau d’approvisionnement de gaz naturel en Europe. Si la situation en Iran perdure encore plusieurs mois, le marché court terme pourrait potentiellement se tendre un peu plus au printemps sous l’effet de l’indisponibilité de gaz naturel liquéfié (GNL) en provenance du Qatar et de la nécessité durant l’été de reconstituer des stocks à un niveau relativement bas. Sur le plus long terme, la tendance devrait rester stable, voire devenir baissière, compte tenu de la mise en service à venir de nouveaux terminaux GNL.

Comment réagissent les PME-PMI ?

Je constate le retour d’une gestion « en bon père de famille ». Avant le conflit en Iran et dans un contexte de « contango » (1), les PME-PMI s’engageaient jusqu’en fin 2027- fin 2028. Avec le conflit en Iran ressurgit le spectre de la crise énergétique. Les stratégies ont évolué avec une tendance à sécuriser jusqu’en fin 2029 voire 2030 dès lors où les niveaux de prix proposés permettent aux PME-PMI d’optimiser les budgets.

Se tournent-elles vers l’autoconsommation ?

Lors de la crise énergétique, beaucoup de PME-PMI ont décidé d’investir dans de l’autoconsommation solaire plutôt que d’acheter l’électricité au prix de marché. La rentabilité était plus rapide, ce qui n’est plus le cas aujourd’hui. En revanche, certaines envisagent désormais d’investir dans du stockage, avec l’idée de partir sur des offres spot pour soutirer l’énergie du réseau et la stocker en période où le prix spot est très bas, par exemple en heures creuses solaires. Et consommer l’électricité restituée par le stockage lorsque les prix spot réaugmentent.

Quelles autres stratégies pour profiter des heures à prix négatifs ?

Les entreprises ont le choix entre fixer un prix sur du marché à terme, ou ne rien fixer et rester au marché spot [via leur fournisseur d’énergie, Ndlr] (2). Celles qui ont une stratégie spot le sont rarement à 100 %. Elles font généralement un mix : elles sécurisent un certain volume sur des produits dits Calendar (3), et font en sorte de laisser plus de volumes au spot en période estivale – car les prix spot peuvent être très bas en journée – et moins en période hivernale.

La décarbonation est-elle favorisée par les prix bas de l’électricité ?

Beaucoup d’investissements (électrification, PPA…) sont actuellement bloqués parce que les entreprises manquent de visibilité sur l’activité économique. Pour les PPA (contrats d’achat directs d’énergie renouvelable), les financiers des entreprises regardent le court terme : le marché est autour de 60 € par MWh, alors qu’un PPA greenfield [adossé à un nouvel actif éolien ou solaire, Ndlr] sur 20-25 ans reste plus élevé (70-90 €/MWh) que le marché actuellement, ce prix variant selon la technologie et le profil livré. Pour les projets d’électrification, le ralentissement s’explique aussi par la forte baisse des prix du gaz jusqu’à très récemment.

(1) Contango : lorsque les prix long terme, avec des échéances 2029-2030, sont plus élevés que les produits 2026-2027.

(2) Seules quelques rares grandes industries électro-intensives gèrent elles-mêmes leur achat d’énergie (accès marché et gestion d’équilibrage). La majorité des entreprises passe par un fournisseur d’énergie.

(3) Produit Calendar (CAL) : contrat à terme couvrant une année civile complète.