Électricité : pourquoi le gaz a propulsé le spot français à 166 €/MWh
Prix spot électricité à 166 €/MWh en octobre : le gaz TTF frôle 100 €/MWh, le nucléaire et l'hydraulique reculent. Analyse et impact sur la volatilité.
Un sommet depuis 2022, bâti sur le gaz
Le prix day-ahead moyen du marché français s'est établi à 166 €/MWh en octobre 2026, contre 143 €/MWh en septembre, soit une progression d'environ 16 % en un mois. C'est le niveau le plus élevé depuis la crise de 2022. L'écart moyen journalier entre l'heure la plus chère et la plus bon marché grimpe à 179 €/MWh, signe que la hausse du niveau moyen s'accompagne d'une dispersion intrajournalière considérable.
Le gaz fixe le tempo
Le moteur principal est le gaz naturel. Le TTF a frôlé les 100 €/MWh fin octobre, près de trois fois son niveau du début d'année. Deux facteurs alimentent cette tension : des approvisionnements en GNL qatari toujours perturbés, et des stocks européens autour de 75 %, contre environ 86 % en moyenne à cette période. À l'approche de l'hiver, la concurrence asiatique pour les cargaisons de gaz liquéfié ajoute une pression supplémentaire.
Le mécanisme de transmission est classique. Dans les pays où le gaz occupe une place importante dans le mix et fixe fréquemment le prix marginal, comme l'Allemagne, l'Italie et le Royaume-Uni, tout renchérissement du combustible se répercute directement sur le prix de l'électricité.
Un bouclier français qui s'amincit
La France n'est pas, en principe, la plus exposée à ce mécanisme, grâce à son parc bas carbone. Or, ce parc a reculé. Par rapport à octobre 2025, la disponibilité du nucléaire est inférieure de 3,8 GW et celle de l'hydraulique de 1,6 GW, soit 5,4 GW de capacité bas carbone en moins. La sécheresse en est la cause principale : la centrale de Chooz est restée à l'arrêt une bonne partie du mois en raison du faible débit de la Meuse. S'y ajoute l'arrêt de Flamanville 3, en visite complète depuis fin septembre et indisponible durant tout l'hiver.
La production à partir de gaz ne compense qu'en partie ce manque, avec une hausse de 0,7 GW. Le solde exportateur français, différence entre production et consommation, passe de 11,6 à 7,6 GW, soit une baisse d'environ un tiers. La conséquence est directe : les interconnexions avec les voisins sont moins souvent saturées, et les prix français s'alignent davantage sur ceux de l'Allemagne, de l'Italie et du Royaume-Uni. Le pays perd ainsi une partie de sa capacité à découpler son prix de celui du gaz.
Ce que montrent les prix et les flux chez les voisins
Les données ouvertes du 30 octobre confirment un niveau de prix élevé hors de France. Le day-ahead atteint 250,85 €/MWh en République tchèque, 254,14 €/MWh en Suisse et 250,56 €/MWh dans la zone danoise DK-1, et 211,19 €/MWh au Portugal. Ces valeurs, qui portent sur une seule journée, sont environ une fois et demie la moyenne mensuelle française : la comparaison est indicative, non rigoureuse, mais elle illustre un environnement régional tendu.
La zone finlandaise fait exception, à 77,51 €/MWh, ce qui rappelle que la hausse n'est pas homogène et que les conditions locales de production comptent.
Côté gaz, les flux physiques du 30 octobre montrent une activité intense à la frontière germano-néerlandaise : le point VIP TTF-THE-H enregistre 482,9 millions de kWh par jour en entrée et 180,8 millions en sortie. Le terminal d'Emden, côté Norpipe, affiche 402,5 millions de kWh par jour en entrée ce même jour, et Tarvisio (AT-IT) 144,4 millions. À l'inverse, aucun flux physique n'est enregistré à Mallnow (PL-DE Yamal) ni à VIP Waidhaus (CZ-DE) ces deux jours. Les chiffres du 31 octobre sont nettement plus faibles (77,6 millions de kWh par jour à Emden en entrée) ; ils sont à manier avec prudence, car ils peuvent refléter une donnée incomplète plutôt qu'un véritable repli, d'autant que l'entrée de Zevenaar n'est pas renseignée.
L'éolien casse les prix, le stockage encaisse la volatilité
Le tableau n'est pas à sens unique. Chaque fois que la production éolienne a dépassé environ 11 GW en octobre, notamment du 8 au 10 puis du 21 au 25, les prix sont tombés à zéro ou presque pendant plusieurs heures. Les prix sont généralement élevés le matin et le soir, plus faibles l'après-midi : le système oscille entre pénurie gazière et abondance éolienne.
Cette amplitude profite aux batteries, qui achètent bas et revendent haut. Depuis le début de l'année, le spread moyen atteint 146 €/MWh, en hausse de 51 % par rapport à 2025, soit près de trois fois le coût actualisé du stockage estimé autour de 50 €/MWh. Sur dix mois, les revenus d'une batterie qui ne fait que de l'arbitrage spot dépassent déjà de 50 % ceux de toute l'année 2025 et ont doublé par rapport à 2024. L'effet est mécanique : plus l'écart entre heures chères et heures creuses grandit, plus la marge d'arbitrage s'élargit.
Les limites de la lecture
Plusieurs réserves s'imposent. Les comparaisons entre la moyenne mensuelle française et les prix d'un jour dans d'autres zones restent approximatives. Les séries de prix de matières premières et d'anticipations d'inflation mentionnées dans le dossier d'analyse ne sont pas exploitables ici, faute de données fournies : le niveau du TTF repose donc sur un seul ordre de grandeur. Enfin, une partie des facteurs est conjoncturelle : les arrêts liés aux conditions climatiques ont été levés, même si le parc nucléaire devrait rester moins disponible que l'hiver précédent, et Flamanville 3 restera indisponible. Deux mois restent également à courir pour établir le bilan annuel des revenus du stockage.
Ce qu'il faut en retenir
Les faits disponibles soutiennent une lecture claire : la tension gazière européenne, nourrie par le GNL perturbé et des stocks inférieurs de onze points à la normale, s'est transmise à l'électricité, et la France, affaiblie par la sécheresse et par l'arrêt de Flamanville 3, a moins pu s'en protéger. Cela ne permet pas de prévoir la trajectoire de l'hiver, qui dépendra de la disponibilité du GNL, du remplissage des stocks et du retour des capacités bas carbone. Il est en revanche établi que la volatilité est devenue, pour le stockage, un gisement de revenus.
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