Tendances gaz naturel

Avec des spéculations positives quant à la sécurisation et la réouverture du détroit d’Ormuz, le prix PEG du gaz sur l’EEX est en baisse la semaine dernière. Il perd 2,11 €/MWh entre le 23 (45,02 €/MWh) et le 24 mars (42,91 €/MWh). La baisse se maintient tout au long de la semaine, avec une hausse maîtrisée, à 43,34 €/MWh le 27 mars. Le prix est en légère hausse en ce début de semaine, à 43,63 €/MWh le 30 mars.

Un été qui s’annonce sous tension, mais maîtrisé, pour le gaz européen

Les prix du gaz en Europe pourraient rester contenus cet été, à condition que le détroit d’Ormuz rouvre rapidement. Sur le hub Title Transfer Facility, les analystes anticipent une évolution dans une fourchette de 45 à 65 €/MWh si les flux de GNL reprennent progressivement dès le printemps. La remise en service des exportations, notamment depuis le Qatar, permettrait de stabiliser l’offre mondiale malgré des perturbations récentes. Les incertitudes demeurent : sur le calendrier de reprise et sur la capacité des infrastructures à revenir à plein régime.

Grâce à ce scénario, l’Europe disposerait de stocks solides avant l’hiver, sans tension majeure sur l’approvisionnement. La demande estivale devrait rester modérée, avec un recul attendu dans la production d’électricité et l’industrie. En revanche, un blocage prolongé des flux ferait rapidement basculer le marché, avec des stocks en forte baisse et des prix nettement plus élevés pour attirer du GNL.

Tendances électricité

Depuis le début du conflit au Moyen-Orient, la hausse des prix de l’électricité sur l’EEX est mieux maîtrisée que pour les prix du gaz. Cette semaine, ils continuent de grimper à un rythme modéré. Le prix passe de 56,87 €/MWh le 23 mars, à 59,06 €/MWh le 27, puis il redescend doucement à 58,50 €/MWh le 30 mars pour la fin du mois.

TotalEnergies sécurise une part de son électricité nucléaire

EDF et TotalEnergies ont conclu un accord de long terme pour la fourniture d’électricité nucléaire. À partir de 2028, le groupe pétrolier bénéficiera d’une capacité d’environ 240 MW pendant 12 ans grâce à un contrat d’allocation de production. Cet approvisionnement couvrira une part importante des besoins électriques de ses sites industriels en France, notamment dans le raffinage et la chimie, des activités très consommatrices d’énergie.

Ce type de contrat s’inscrit dans le nouveau cadre du marché électrique français, après la fin du dispositif ARENH. Il permet aux industriels de sécuriser des volumes à prix compétitifs tout en partageant les risques liés à la production nucléaire. Pour EDF, ces accords offrent une meilleure visibilité sur ses revenus futurs. Dans un contexte de transition énergétique, ils répondent aussi à la demande croissante d’électricité bas-carbone pour soutenir l’électrification des usages industriels.

À lire cette semaine : Analyse du marché et des tendances de l’électricité et du gaz naturel de mars 2026