Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 20 février 2026.
Marché de l'électricité
Électricité : Des prix trop bas pour être vrais
L’électricité française évolue aujourd’hui autour de 52–58 €/MWh sur la European Energy Exchange pour 2026. À première vue, tout semble sous contrôle. Les prix sont modérés, la volatilité contenue, et l’horizon dégagé. Mais sous cette surface apaisée se cache une équation plus fragile.
EDF n’a signé que 12 contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN), représentant environ 6 TWh annuels — bien loin des 40 TWh envisagés pour prendre le relais de l’Arenh. Pourquoi si peu ? Parce que le marché valorise l’électricité à un niveau inférieur aux coûts estimés du parc nucléaire, situés entre 60 et 70 €/MWh. Autrement dit, les prix actuels traduisent une abondance perçue, pas une rentabilité assurée.
À court terme, cela crée des fenêtres de couverture intéressantes sur 3 à 5 ans. À moyen terme, la question devient structurelle : un système énergétique peut-il durablement fonctionner en dessous de ses coûts ? L’histoire économique est constante : lorsque les prix ignorent trop longtemps les fondamentaux, l’ajustement finit toujours par se produire..
À la une
Marché électrique européen : la tentation du grand chambardement
À Bruxelles, le débat gronde. La Commission européenne envisage de rouvrir le chantier du marché de l’électricité. Une idée qui hérisse Eurelectric. Pour son secrétaire général Kristian Ruby, le timing est mal choisi : l’Europe vient à peine d’achever une réforme d’ampleur. Changer encore les règles reviendrait à injecter de l’incertitude là où les investisseurs réclament de la visibilité.
Découpler le gaz : mirage ou nécessité ?
Des industriels comme Eurofer dénoncent des prix durablement trop élevés, indexés sur le gaz. Faut-il casser le thermomètre marginaliste ? Pour beaucoup d’acteurs, le problème n’est pas le mécanisme, mais la place du gaz dans la formation des prix.
Investissements sous tension
WindEurope redoute des interventions politiques qui figeraient les capitaux. La solution ? Généraliser les PPA et CFD pour sécuriser les revenus et lisser la volatilité.
Le gaz en repli, le temps en arbitre
Selon les projections sur le hub TTF, les prix du gaz sont orientés à la baisse. Or toute réforme prendrait au moins 18 mois.
Autrement dit : le marché aura peut-être corrigé seul ce que la politique veut précipiter.
Tour d’horizon des autres faits marquants
EDF : profits sous pression
EDF encaisse la chute des prix de gros : l’Ebitda de sa branche trading recule de 30,5 %. Malgré une production nucléaire au plus haut depuis 2019, le recul des prix pèse sur la rentabilité.
Nucléaire modulé, coûts majorés
La modulation croissante du parc pourrait coûter plus de 310 millions d’euros par an en maintenance. Adapter les réacteurs à la montée du solaire use les équipements et renchérit l’exploitation.
Nordiques : la guerre des bourses
En Scandinavie, la sortie de Nasdaq redistribue les cartes. EEX et Nord Pool s’affrontent pour capter les volumes. Derrière la bataille technique, un enjeu clé : la liquidité, nerf de la guerre des marchés électriques européens.
– Helder FARIA RUBIO,
Responsable Intelligence Economique chez Capitole Energie
Marché du gaz
Gaz : Douceur climatique, tension invisible
Les températures plus clémentes font refluer la demande et le TTF évolue autour de 30–34 €/MWh. Les flux de GNL sont soutenus, les arbitrages logistiques fonctionnent, et le marché semble retrouver un semblant de confort. Mais cette accalmie repose sur un socle étonnamment fragile.
Les stocks européens ne sont remplis qu’à un peu plus de 32 %, nettement sous les niveaux de l’an passé. En France, ils flirtent avec 21 %. Cela signifie qu’au moindre choc — vague de froid tardive ou incident d’approvisionnement — la réaction pourrait être brutale. Le marché n’est pas excédentaire, il est simplement confiant… pour l’instant.
S’ajoute une prime géopolitique diffuse. Les discussions entre Donald Trump et l’Iran maintiennent en arrière-plan le risque d’une perturbation du détroit d’Ormuz, par lequel transite près de 20 % du GNL mondial. Cette hypothèse suffit à rappeler que le plancher actuel n’est pas un ancrage, mais un compromis temporaire.
À la une
Gaz européen : le baril de poudre d’Ormuz
Il suffit parfois d’un goulet d’étranglement pour faire trembler un continent. Le détroit d’Ormuz, par où transite près de 20% du GNL mondial, redevient l’épicentre des inquiétudes.
Si Donald Trump mettait sa menace à exécution contre l’Iran, la fermeture du passage frapperait de plein fouet les cargaisons du Qatar et des Émirats arabes unis.
Le marché sous prime géopolitique
Le TTF évolue autour de 33 €/MWh. Encore loin des sommets hivernaux, mais déjà chargé d’une prime de risque. En cas d’escalade, les anticipations évoquent 40 à 60 €/MWh. Le gaz n’aime pas l’incertitude — et encore moins les missiles.
L’équation impossible
Durée d’un conflit ? Réaction des armateurs ? Riposte iranienne ? Trop d’inconnues pour modéliser finement. Mais une certitude : la volatilité serait immédiate.
Des fondamentaux plus mous
Hors scénario extrême, la fin de l’hiver et une demande en reflux limitent la pression. Une désescalade effacerait rapidement la prime actuelle.
Comme souvent, le marché price le pire… avant d’espérer le meilleur.
