Énergie en Europe : un écart de 155 €/MWh et des corridors gaziers à l'arrêt
Prix day-ahead électricité : 155 €/MWh d'écart en Europe. Corridors gaziers à l'arrêt, Norvège en pivot. Analyse des flux et marchés des 2-3 octobre 2026.
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Un continent, plusieurs marchés : la fracture des prix de gros
La photographie des prix day-ahead du 2 octobre 2026 dément l'idée d'un marché européen de l'électricité unifié. Au sommet, la zone Italie-Nord atteint 180,95 €/MWh. À l'autre extrémité, la Finlande s'échange à 26,18 €/MWh. L'écart dépasse 154 €/MWh entre deux zones pourtant intégrées au même mécanisme de couplage. Les capacités d'interconnexion ne suffisent plus à niveler les tensions locales.
Entre ces deux pôles, un large plateau continental se dessine autour de 165 à 175 €/MWh. L'Espagne cote 174,92 €/MWh, la France 172,52 €/MWh, la Belgique 171,91 €/MWh et les Pays-Bas 170,63 €/MWh. Suivent la Suisse à 168,43 €/MWh, le Danemark occidental (DK-1) à 167,91 €/MWh et la zone Allemagne-Luxembourg à 165,13 €/MWh. La France se paie donc environ 7,4 €/MWh plus cher que son voisin allemand. Cet écart modeste confirme la forte convergence du cœur de l'Europe occidentale, à un niveau de prix élevé.
La péninsule Ibérique désynchronisée
Le cas ibérique mérite attention. L'Espagne et le Portugal partagent habituellement un prix quasi identique. Le 2 octobre, le Portugal cote pourtant 166,60 €/MWh, soit plus de 8 €/MWh sous son voisin. Une telle divergence signale des contraintes de transit ou un déséquilibre ponctuel de production. Pour les industriels électro-intensifs, ce type d'écart fragilise les stratégies d'approvisionnement fondées sur l'hypothèse d'un marché ibérique homogène.
L'Europe centrale légèrement en retrait
La Pologne (156,57 €/MWh), la Tchéquie (156,29 €/MWh) et l'Autriche (151,53 €/MWh) forment un second bloc, une quinzaine d'euros sous l'Europe de l'Ouest. Ce différentiel ne traduit pas pour autant un confort durable. Ces marchés restent tributaires de flux gaziers dont la configuration a profondément changé, comme le montrent les données de transport.
Le Nord, réservoir de stabilité
La Scandinavie concentre les prix les plus bas. Outre la Finlande, la zone suédoise SE-3 s'établit à 53,38 €/MWh. La zone norvégienne NO-1 affiche en revanche 128,75 €/MWh, soit plus de 75 €/MWh au-dessus de la Suède centrale. Le Nord n'est donc pas un bloc homogène. La partie la plus connectée au continent, via la Norvège du sud-est et le Danemark, importe déjà une partie de la tension continentale.
Cette porosité est un signal stratégique. Les ressources nordiques, hydroélectricité en tête, servent de plus en plus d'amortisseur au système européen. Plus elles sont sollicitées, plus leurs prix convergent vers ceux du continent.
Le gaz : des routes historiques désormais muettes
Les flux physiques de gaz des 2 et 3 octobre complètent ce diagnostic. Plusieurs points d'entrée qui structuraient l'approvisionnement de l'Europe centrale affichent un flux nul dans les deux sens. C'est le cas de Mallnow, sur le corridor Yamal entre la Pologne et l'Allemagne, et du point VIP Waidhaus, à la frontière tchéco-allemande. C'est aussi le cas de Baumgarten, hub autrichien historique, et de son interconnexion TAG avec la Slovaquie. Ces infrastructures, longtemps au cœur des échanges est-ouest, sont aujourd'hui des actifs dormants.
La Norvège en pivot
Le relais vient du nord. Au terminal d'Emden, point d'arrivée de Norpipe entre la Norvège et l'Allemagne, l'entrée atteint environ 96,8 millions de kWh le 3 octobre, sans aucun flux en sens inverse. Ce corridor unidirectionnel est devenu l'une des colonnes vertébrales de l'approvisionnement allemand. Il expose cependant le système à un risque de concentration : toute maintenance ou incident sur ces infrastructures se répercuterait immédiatement sur les prix continentaux.
Le nœud néerlandais et la volatilité autrichienne
Le point VIP TTF-THE-H, qui relie les marchés néerlandais et allemand en gaz à haut pouvoir calorifique, enregistre des volumes considérables le 2 octobre. Il voit passer environ 393,7 millions de kWh en entrée et 181,2 millions en sortie, soit un solde d'environ 212,6 millions dans le sens de l'entrée. À Zevenaar, autre interconnexion entre les Pays-Bas et l'Allemagne, le flux de sortie s'élève à environ 30,8 millions de kWh. Les données d'entrée y sont absentes sur les deux journées observées.
Le mouvement le plus frappant concerne Oberkappel, entre l'Autriche et l'Allemagne. Le flux de sortie y passe d'environ 115,1 millions de kWh le 2 octobre à 33,8 millions le 3 octobre, soit une chute d'environ 70 % en vingt-quatre heures. Aucun flux d'entrée n'est enregistré. Une variation de cette ampleur sur un point de transit illustre la réactivité, et la nervosité, des opérateurs face aux arbitrages de prix entre zones.
Plus au sud, Tarvisio, sur le gazoduc TAG entre l'Autriche et l'Italie, enregistre une entrée d'environ 7,8 millions de kWh le 3 octobre. Ce volume reste modeste au regard des besoins du nord de l'Italie, la zone où l'électricité est la plus chère d'Europe ce jour-là.
L'Italie du Nord : flexibilité sous tension
La zone Italie-Nord concentre plusieurs indicateurs révélateurs. La production relevant de la catégorie B25 y atteint 5 924,75 MW le 2 octobre. Les centrales hydrauliques de pompage-turbinage y produisent 4 846 MW. Ce recours massif aux moyens de flexibilité accompagne un prix de gros record. Le système italien mobilise ses réserves de stockage pour compenser un approvisionnement gazier contraint. Cette stratégie coûteuse ne peut pas être prolongée indéfiniment.
En France, l'éolien en mer injecte 2 583,32 MW le même jour. La filière monte en puissance, mais cette contribution ne suffit pas à décrocher le prix français du plateau continental.
Au-delà de l'Europe : l'incertitude politique sur les matières premières
La volatilité énergétique européenne s'inscrit dans un environnement international chargé. Le Brésil a voté le 4 octobre 2026 au premier tour de son élection présidentielle. Le président sortant, Luiz Inácio Lula da Silva, 80 ans, y affronte Flávio Bolsonaro, 45 ans, fils de l'ancien président Jair Bolsonaro. Celui-ci purge une peine de 27 ans pour avoir orchestré une tentative de coup d'État. Les sondages ne dégagent aucun favori clair pour un éventuel second tour, prévu le 25 octobre, et le vainqueur prendra ses fonctions le 5 janvier 2027.
Pour les marchés de matières premières, l'enjeu n'est pas anodin. Les deux premiers mandats de Lula, entre 2003 et 2011, avaient été associés à une croissance portée par les matières premières. L'État-clé du scrutin, le Minas Gerais, est une vaste région minière et agricole de 21 millions d'habitants, plus étendue que la France. En 2022, Lula ne l'avait emporté dans cet État qu'avec moins de 50 000 voix d'avance. Un scrutin aussi serré entretient l'incertitude sur l'orientation future d'un fournisseur majeur de ressources.
Ce qu'il faut surveiller
Trois signaux méritent un suivi rapproché. D'abord, l'écart entre l'Italie du Nord et le reste du continent : s'il persiste, il traduira une fragilité structurelle de l'approvisionnement méridional. Ensuite, la régularité des flux norvégiens à Emden, devenus incontournables. Enfin, les oscillations brutales sur des points de transit comme Oberkappel, révélatrices d'un marché qui arbitre à flux tendus. L'équilibre européen repose désormais sur un nombre réduit de corridors. Chaque perturbation y pèse donc davantage.
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