Marché de l'énergie T1 2026 : bilan et perspectives

Vous pilotez les achats énergie d'une PME ou d'un site industriel ? Le premier trimestre 2026 vient de se clôturer, et les signaux envoyés par les marchés méritent une analyse détaillée. Entre l'entrée en vigueur du VNU (Versement Nucléaire Universel) au 1er janvier, la volatilité persistante du gaz TTF et les incertitudes géopolitiques au Moyen-Orient, les trois premiers mois de l'année ont redessiné le terrain de jeu pour les acheteurs d'énergie professionnels.

Voici les chiffres clés du T1 2026, tels qu'ils ressortent des plateformes EPEX Spot et EEX (European Energy Exchange) :

• Électricité spot (EPEX Baseload France) : moyenne de 72 EUR/MWh sur le trimestre, avec des pics à 180 EUR/MWh lors des vagues de froid de février
• Électricité à terme (CAL 2027 EEX) : stabilisé autour de 58 EUR/MWh fin mars, en recul de 8 % par rapport à janvier
• Gaz naturel (TTF front-month) : oscillation entre 42 et 54 EUR/MWh, avec une moyenne trimestrielle de 47 EUR/MWh
• Pétrole (Brent) : entre 78 et 88 USD/baril, sous l'influence directe des tensions au Détroit d'Ormuz

Ce qui frappe, c'est l'écart entre le marché spot et le marché à terme sur l'électricité. Le CAL 2027 à 58 EUR/MWh représente un niveau que le marché n'avait pas atteint depuis le premier semestre 2021. Pour les entreprises, cette fenêtre constitue une opportunité de verrouillage tarifaire rare.

Ce bilan trimestriel passe en revue les fondamentaux du marché de l'énergie au T1 2026, identifie les tendances de fond et formule des recommandations concrètes pour positionner vos achats sur le T2 et le T3.

Marché de l'électricité T1 2026 : les prix à la loupe

Ce qu'il faut retenir du T1 2026 :

• Le prix spot moyen (EPEX Baseload France) s'est établi à 72 EUR/MWh sur le trimestre
• Le CAL 2027 (prix à terme pour livraison 2027) a clôturé à 58 EUR/MWh, son plus bas depuis 2021
• Le VNU n'a pas été activé au T1 : le revenu nucléaire moyen d'EDF reste sous le seuil de 78 EUR/MWh
• Le spread spot-forward (écart entre prix spot et prix à terme) atteint 14 EUR/MWh, une configuration favorable aux achats anticipés

Prix EEX Baseload et CAL 2027 : ce que disent les courbes du premier trimestre

Le marché à terme de l'électricité est le baromètre le plus fiable pour les acheteurs professionnels. Le CAL 2027 (contrat calendaire pour livraison en 2027 négocié sur la plateforme EEX) a connu un parcours révélateur au T1 2026 :

• Janvier : démarrage à 63 EUR/MWh, sous l'effet de la prime de risque liée au passage effectif au VNU et aux incertitudes sur la production nucléaire hivernale
• Février : légère hausse à 65 EUR/MWh pendant les vagues de froid, avant un repli rapide dès le retour de températures plus clémentes
• Mars : stabilisation autour de 58 EUR/MWh, un niveau qui intègre une disponibilité nucléaire solide et des fondamentaux gaziers en détente relative

Sur le marché spot (EPEX Baseload France), la dynamique a été bien différente. Le prix moyen du trimestre s'établit à 72 EUR/MWh, mais cette moyenne masque une forte dispersion. Les journées de pointe hivernale ont vu le spot dépasser 180 EUR/MWh, tandis que certains week-ends de mars, portés par une production éolienne et solaire abondante, sont descendus sous 30 EUR/MWh.

Le merit order explique ces écarts. Quand la demande dépasse la capacité nucléaire et renouvelable disponible, ce sont les centrales à gaz qui fixent le prix marginal. Avec un TTF autour de 47 EUR/MWh en moyenne, le coût de production d'un MWh en cycle combiné gaz (CCG) se situe entre 90 et 110 EUR/MWh (rendement de 50 à 55 %). Le prix du CO2 sur le marché des EUA (EU Emission Allowances), autour de 65 EUR/tonne au T1 2026, ajoute environ 13 EUR/MWh au coût marginal des centrales à gaz. Le spark spread (écart entre le prix de l'électricité et le coût du gaz + CO2 nécessaire pour la produire) détermine la rentabilité de ces centrales et, par extension, le prix aux heures de pointe.

Cas pratique. Pour une entreprise en segment C3 ou C4 (puissance souscrite supérieure à 250 kVA), l'enjeu du trimestre se résume ainsi : verrouiller un contrat à terme au niveau du CAL 2027 plutôt que de subir l'exposition spot. L'écart de 14 EUR/MWh entre le forward et le spot moyen (58 vs 72) représente, pour un site industriel consommant 5 GWh/an, une économie potentielle de 70 000 EUR sur l'année. C'est l'équivalent de deux postes à temps plein. Pour les PME en C5 (puissance inférieure à 36 kVA), l'impact est proportionnellement similaire : une boulangerie consommant 50 MWh/an économiserait environ 700 EUR/an en sécurisant un tarif forward.

Le mécanisme de capacité (qui rémunère les producteurs pour leur disponibilité en pointe) a ajouté environ 3 à 5 EUR/MWh au coût final pour les consommateurs au T1. Ce surcoût, souvent invisible dans les offres commerciales, mérite une attention particulière lors de la comparaison des propositions fournisseurs.

VNU post-ARENH : premier bilan après trois mois de fonctionnement

Le VNU (Versement Nucléaire Universel) a remplacé l'ARENH (Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique) le 1er janvier 2026. Après un trimestre de fonctionnement, les premiers retours permettent de dresser un bilan factuel.

Rappel du mécanisme. Le VNU fonctionne comme un stabilisateur de revenus pour EDF. Quand le prix moyen de vente de l'électricité nucléaire dépasse le seuil de 78 EUR/MWh, EDF reverse l'excédent à l'État, qui le redistribue aux consommateurs via une baisse de l'accise sur l'électricité (ex-TICFE). Quand le prix reste en dessous de ce seuil, EDF conserve ses revenus pour financer l'entretien et le renouvellement du parc nucléaire. Un second seuil à 110 EUR/MWh déclenche une taxation renforcée.

Bilan T1 2026 : avec un prix moyen spot de 72 EUR/MWh et un prix forward (CAL 2027) à 58 EUR/MWh, la CRE (Commission de Régulation de l'Énergie) estime le revenu nucléaire moyen d'EDF à environ 65 EUR/MWh pour le trimestre. Ce niveau se situe en dessous du seuil de taxation de 78 EUR/MWh. Concrètement, aucune redistribution VNU n'a été activée au T1.

Ce que cela signifie pour votre entreprise :

• Les offres des fournisseurs alternatifs (Engie, TotalEnergies, Vattenfall, Alpiq) reflètent directement les conditions du marché de gros de l'électricité. Fini le prix plancher ARENH à 42 EUR/MWh qui servait de référence pendant 14 ans.
• La transparence tarifaire s'est améliorée : les formules de prix sont plus lisibles, sans la couche opaque du "complément marché" de l'ancien système.
• Les PME en segment C5 (puissance inférieure à 36 kVA) qui bénéficiaient indirectement du prix ARENH bas ont vu leurs renouvellements de contrat augmenter de 15 à 25 % par rapport à 2025.
• Les grands comptes (C3/C4) ont, en revanche, trouvé des conditions de marché favorables grâce aux forwards attractifs.

Point de vue stratégique. Le VNU fonctionne comme prévu par le législateur : un filet de sécurité, pas un mécanisme de subvention permanente. Son efficacité ne se mesurera véritablement qu'en cas de nouvelle crise, quand les prix dépasseront durablement le seuil de 78 EUR/MWh. La question centrale pour les trimestres à venir est la suivante : le CAL 2027 à 58 EUR/MWh est-il un plancher durable ou une simple accalmie ? La réponse dépend largement de la disponibilité du parc nucléaire et de l'évolution des tensions au Moyen-Orient. Pour les acheteurs, cette incertitude plaide en faveur d'un verrouillage partiel des prix dès le T2.

Pour comprendre en détail le fonctionnement du VNU, consultez notre guide complet : VNU 2026 : comprendre le versement nucléaire universel.

Production nucléaire française : retour en force du parc au T1

La production nucléaire française a été le principal facteur de stabilisation des prix à terme au T1 2026. EDF a produit environ 105 TWh sur le trimestre, un volume en hausse de 12 % par rapport au T1 2025. La disponibilité moyenne du parc a atteint 80 %, contre 74 % à la même période l'an dernier.

Plusieurs éléments expliquent cette performance :

• Résolution des problèmes de corrosion sous contrainte : le programme de contrôle et de réparation lancé en 2022 est désormais achevé sur l'ensemble des 56 réacteurs. RTE (Réseau de Transport d'Électricité) confirme que le retour d'expérience a permis d'optimiser les calendriers de maintenance.
• Grand Carénage en phase finale : les visites décennales se poursuivent, mais le rythme est mieux maîtrisé. Au T1 2026, 8 réacteurs étaient en arrêt programmé (contre 12 au T1 2025), libérant une capacité supplémentaire de 5 à 6 GW.
• Programme EPR2 : bien que les premiers réacteurs EPR2 ne soient pas attendus avant 2035, la confirmation du programme par le gouvernement envoie un signal de long terme au marché, contribuant à ancrer les prix forwards à des niveaux raisonnables.

Cette production élevée exerce une pression baissière structurelle sur les prix de gros. Plus le nucléaire couvre une part importante de la demande, moins les centrales à gaz (dont le coût marginal est élevé) sont appelées à produire, et plus le prix spot moyen diminue. C'est le mécanisme fondamental qui explique l'écart entre le spot hivernal (élevé, car le nucléaire ne suffit pas aux heures de pointe) et le forward annualisé (bas, car le nucléaire couvre largement la demande en base).

Côté énergies renouvelables, les parcs éoliens offshore de Saint-Nazaire (480 MW), Saint-Brieuc (496 MW) et Fécamp (497 MW) ont contribué à hauteur de 1,2 TWh au T1. Les capacités solaires installées dépassent 25 GW au niveau national. Ces sources intermittentes amplifient la volatilité du spot (prix très bas les jours ventés et ensoleillés, prix élevés quand vent et soleil sont absents), mais contribuent à faire baisser le prix moyen annuel.

Marché du gaz T1 2026 : entre reconfiguration structurelle et prime géopolitique

Évolution des prix TTF au premier trimestre : la fin d'un cycle

Le TTF (Title Transfer Facility), indice de référence européen du prix du gaz naturel, a oscillé entre 42 et 54 EUR/MWh au cours du T1 2026, pour une moyenne trimestrielle de 47 EUR/MWh. Ce niveau marque une détente par rapport au pic de fin 2025 (62 EUR/MWh en décembre), sans pour autant retrouver les niveaux pré-crise de 2019-2020 (10 à 25 EUR/MWh).

Ce qu'il faut retenir du TTF au T1 2026 :

• Moyenne trimestrielle : 47 EUR/MWh (contre 55 EUR/MWh au T4 2025)
• Point bas : 42 EUR/MWh mi-février, sous l'effet de températures clémentes et de livraisons GNL abondantes
• Point haut : 54 EUR/MWh fin mars, porté par une reconstitution accélérée des stocks et des tensions sur les flux de GNL en Asie

Trois facteurs structurels expliquent le maintien des prix à un niveau supérieur aux moyennes historiques.

Fin des contrats long-terme russes. Depuis la coupure des flux via les gazoducs Nord Stream et l'arrêt du transit ukrainien au 1er janvier 2025, l'Europe a perdu environ 150 milliards de mètres cubes (bcm) de gaz russe par pipeline par an. Cette perte structurelle a été compensée par le GNL (Gaz Naturel Liquéfié), principalement en provenance des États-Unis, du Qatar et de Norvège. Le GNL coûte structurellement plus cher que le gaz par pipeline : entre 5 et 15 EUR/MWh de surcoût lié au transport, à la liquéfaction et à la regazéification. Ce premium est désormais intégré dans le prix plancher du TTF européen.

Concurrence accrue avec l'Asie pour les cargaisons de GNL. Le marché mondial du GNL reste tendu. Le Japon, la Corée du Sud et la Chine absorbent une part significative des volumes disponibles. Quand l'écart de prix (spread) entre le JKM (Japan-Korea Marker, l'indice de référence du GNL pour le marché asiatique) et le TTF se réduit, les cargaisons sont détournées vers l'Asie. Au T1 2026, ce spread a oscillé entre 2 et 6 EUR/MWh, rendant les arbitrages instables et les approvisionnements européens moins prévisibles.

Niveaux de stockage européens. À la sortie de l'hiver 2025-2026, les stockages européens affichent un taux de remplissage d'environ 45 %, selon les données de GIE (Gas Infrastructure Europe, plateforme AGSI+). Ce niveau est conforme aux objectifs réglementaires, mais il laisse moins de marge que les 55 % observés à la même période en 2024. La campagne d'injection printanière (avril-octobre) déterminera le confort d'approvisionnement pour l'hiver 2026-2027, et donc la pression sur les prix forwards.

Impact des tensions au Détroit d'Ormuz sur l'approvisionnement gazier européen

Les tensions géopolitiques au Moyen-Orient constituent la variable la plus imprévisible du marché du gaz en 2026. Les affrontements entre l'Iran et la coalition occidentale au Détroit d'Ormuz, combinés aux perturbations en Mer Rouge liées aux Houthis, ont provoqué une reconfiguration des routes maritimes du GNL au cours du T1.

Chiffres clés de l'impact géopolitique :

• Le Détroit d'Ormuz voit transiter environ 20 % du GNL mondial, principalement les cargaisons qataries à destination de l'Europe et de l'Asie
• L'allongement des routes maritimes (contournement du Cap de Bonne-Espérance au lieu du Canal de Suez) augmente les coûts de fret de 15 à 20 % et les délais de livraison de 7 à 10 jours
• La prime de risque géopolitique intégrée dans le TTF est estimée entre 5 et 10 EUR/MWh selon les analyses des courtiers de matières premières

Pour une entreprise consommant du gaz naturel (chauffage industriel, process de fabrication, cogénération), ces tensions se traduisent par une augmentation directe du coût de la molécule. Un site industriel consommant 10 GWh/an de gaz supporte un surcoût de 50 000 à 100 000 EUR/an uniquement lié à cette prime géopolitique.

Pour approfondir l'impact de la crise au Moyen-Orient sur votre budget énergie, consultez nos analyses détaillées : impact de la crise Iran sur les prix de l'électricité en entreprise et conséquences du blocage du Détroit d'Ormuz sur l'approvisionnement énergétique français.

Signaux faibles et indicateurs à surveiller au T2 2026

Au-delà des données brutes du T1, plusieurs signaux méritent l'attention des responsables achats pour anticiper l'évolution des prix sur les trimestres suivants.

Calendrier de maintenance nucléaire EDF : le risque du T3

RTE publie chaque semaine les prévisions de disponibilité du parc nucléaire. Au T2 2026, le calendrier prévoit le démarrage de 6 nouvelles visites décennales, portant le nombre total de réacteurs indisponibles à environ 10 sur 56. Cette configuration réduit temporairement la capacité nucléaire d'environ 13 GW (sur une capacité installée de 61 GW). Si le calendrier se déroule comme prévu, l'impact sur les prix restera limité. En revanche, tout retard sur les remises en service pourrait provoquer une tension sur le spot dès la rentrée de septembre.

Le signal faible à surveiller : le taux de disponibilité nucléaire hebdomadaire publié par RTE. Une dégradation de ce taux sous 70 % pendant plus de deux semaines consécutives est historiquement corrélée à une hausse de 10 à 15 % des forwards.

Reconstitution des stocks gaziers européens : la course contre la montre

La réglementation européenne impose un taux de remplissage des stockages gaziers de 90 % au 1er novembre. Avec un point de départ à 45 % fin mars, les opérateurs de stockage doivent injecter environ 45 points de pourcentage en 7 mois. Ce rythme d'injection soutenu exerce une pression haussière sur le TTF à partir de mai-juin, quand la demande d'injection entre en concurrence avec la consommation industrielle estivale.

Les entreprises dont le contrat gaz arrive à échéance entre le T3 et le T4 2026 ont tout intérêt à anticiper leur renouvellement avant cette période d'injection, quand les prix forwards restent contenus. Les forwards gaz pour livraison Q4 2026 se négocient actuellement à environ 40 EUR/MWh, soit 7 EUR/MWh de moins que la moyenne spot du T1.

Évolution des prix du CO2 (EUA) : un facteur sous-estimé

Le prix des quotas d'émission européens (EUA, EU Emission Allowances) influence directement le coût marginal de production d'électricité à partir de gaz et de charbon. Au T1 2026, les EUA se sont stabilisés autour de 65 EUR/tonne, en léger recul par rapport aux 70 EUR/tonne de fin 2025.

Pour chaque EUR/tonne de hausse du prix du CO2, le coût marginal d'une centrale à gaz augmente d'environ 0,4 EUR/MWh et celui d'une centrale à charbon de 0,9 EUR/MWh. Les discussions au Parlement européen sur le renforcement du mécanisme ETS (Emission Trading System) à horizon 2027 pourraient pousser les EUA vers 80 à 90 EUR/tonne, ajoutant 6 à 10 EUR/MWh au prix de l'électricité en heures de pointe.

Perspectives T2-T3 2026 : que faire maintenant ?

Prévisions de prix pour le second semestre 2026

Les fondamentaux du marché de l'énergie au T1 dessinent un scénario central pour les mois à venir. Les anticipations sont alimentées par les cotations à terme sur l'EEX et le TTF, ainsi que par les projections de RTE et de la CRE.

Scénario central (probabilité estimée : 60 %) :

• Électricité CAL 2027 : maintien dans une fourchette de 55 à 63 EUR/MWh, soutenu par une disponibilité nucléaire solide et une progression des renouvelables
• Gaz TTF Q4 2026 : hausse progressive vers 42 à 48 EUR/MWh sous l'effet de la reconstitution des stocks
• Spot EPEX : volatilité contenue entre 40 et 90 EUR/MWh, sauf événement climatique ou géopolitique exceptionnel

Scénario haussier (probabilité estimée : 25 %) :

• Escalade militaire au Détroit d'Ormuz perturbant durablement les flux de GNL
• Retards significatifs sur la maintenance nucléaire réduisant la disponibilité sous 65 %
• Vague de chaleur estivale augmentant la demande de climatisation et réduisant la production hydraulique
• Dans ce scénario, le CAL 2027 pourrait remonter vers 70 à 80 EUR/MWh et le TTF vers 55 à 65 EUR/MWh

Scénario baissier (probabilité estimée : 15 %) :

• Accord diplomatique au Moyen-Orient réduisant la prime de risque
• Production nucléaire exceptionnelle dépassant 420 TWh en 2026
• Mise en service de nouvelles capacités de GNL (notamment le projet Arctic LNG 2 en Russie)
• Dans ce scénario, le CAL 2027 pourrait descendre vers 48 à 52 EUR/MWh

Timing d'achat : les fenêtres à ne pas manquer

Le timing de signature de votre contrat énergie est un levier de performance sous-estimé. Les données historiques montrent que les prix à terme sont en général plus bas au printemps (mars-mai) et en début d'automne (septembre-octobre), quand la demande de chauffage est faible et les stocks gaziers en reconstitution.

Recommandations par profil d'entreprise :

PME tertiaires (C5, moins de 36 kVA) : si votre contrat arrive à échéance entre juillet et décembre 2026, lancez votre consultation fournisseurs dès avril. Le CAL 2027 à 58 EUR/MWh offre une base de négociation favorable. Un contrat à prix fixe sur 12 à 24 mois est le choix le plus sûr pour protéger votre budget.

PME industrielles (C4, 36 à 250 kVA) : votre profil de consommation (base vs pointe, saisonnalité) justifie une analyse plus fine. Un contrat à clics (achat par tranches) permet de moyenner les prix sur plusieurs mois et de profiter d'éventuelles baisses au T2. Consultez notre guide sur l'achat d'électricité par clics et par tranches pour comprendre cette stratégie.

Sites industriels et grands comptes (C3/C2) : avec des volumes supérieurs à 1 GWh/an, chaque EUR/MWh d'écart représente des milliers d'euros. Une stratégie de couverture (hedging) combinant des achats à terme sur 2027 et 2028, une part indexée pour capter d'éventuelles baisses, et des garanties de capacité optimisées, constitue l'approche la plus performante. L'intervention d'un courtier en énergie est indispensable pour structurer et exécuter cette stratégie.

Prix fixe, indexé ou hybride : quel contrat choisir dans le contexte actuel ?

Le choix entre prix fixe et prix indexé dépend de votre tolérance au risque et de votre profil de consommation. Voici notre analyse pour le contexte de marché du T2 2026.

Prix fixe (12 à 36 mois) : le CAL 2027 à 58 EUR/MWh offre un point d'entrée historiquement bas. Un prix fixe permet de geler ce niveau pour toute la durée du contrat, quel que soit l'évolution du marché. C'est le choix de la sécurité budgétaire, particulièrement adapté aux entreprises dont la marge est sensible au coût de l'énergie (boulangeries, pressings, commerce de détail).

Prix indexé (spot ou TTF) : un contrat indexé sur le spot EPEX ou sur le TTF permet de bénéficier des baisses de prix, mais expose l'entreprise à la volatilité. Au T1 2026, le spot moyen (72 EUR/MWh) était 14 EUR/MWh plus cher que le forward. Ce différentiel illustre le risque d'une exposition spot non maîtrisée.

Contrat hybride (la solution recommandée) : un contrat combinant 60 à 70 % de volume à prix fixe et 30 à 40 % indexé offre le meilleur compromis. La part fixe sécurise le budget de base. La part indexée permet de capter les prix bas des heures creuses, des week-ends et des périodes de forte production renouvelable. Pour aller plus loin sur ce sujet, consultez notre comparatif : prix fixe ou indexé pour l'électricité en entreprise en 2026.

Optimisation du TURPE et des taxes : les leviers oubliés

Les prix de la fourniture ne représentent qu'une partie de votre facture d'énergie. Le TURPE (Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Électricité), régulé par la CRE, pèse 25 à 35 % du total. Son optimisation passe par deux leviers principaux :

• Ajustement de la puissance souscrite : une puissance souscrite trop élevée génère un surcoût fixe inutile. Une puissance trop basse entraîne des pénalités de dépassement. L'analyse de votre courbe de charge (disponible via votre compteur Linky Pro ou votre espace Enedis) permet d'identifier la puissance optimale.
• Choix de la version tarifaire : pour les profils C4 et C3, le passage d'une version tarifaire CU (Courte Utilisation) à MU (Moyenne Utilisation) ou LU (Longue Utilisation) peut réduire le coût du TURPE de 5 à 15 %, selon votre profil horaire de consommation.

Les taxes (accise sur l'électricité ex-TICFE, CTA, TVA) représentent également 25 à 35 % de la facture. Les entreprises électro-intensives ou exposées à la concurrence internationale peuvent prétendre à des taux réduits d'accise, générant des économies de plusieurs milliers d'euros par an.

FAQ : vos questions sur le marché de l'énergie en 2026

Quel est l'impact de la fin de l'ARENH et du VNU sur ma facture d'électricité en 2026 ?

La fin de l'ARENH au 31 décembre 2025 supprime l'accès des fournisseurs alternatifs au prix régulé de 42 EUR/MWh. Le VNU redistribue les excédents de revenus nucléaires d'EDF via une baisse des taxes quand le prix dépasse 78 EUR/MWh. Au T1 2026, le revenu nucléaire moyen est estimé à 65 EUR/MWh, donc aucune redistribution n'a été activée. Les offres fournisseurs reflètent directement les prix de gros, avec un CAL 2027 autour de 58 EUR/MWh. Pour les PME en C5, les renouvellements de contrat ont augmenté de 15 à 25 % par rapport à 2025. Pour les grands comptes, les conditions sont plus favorables grâce aux forwards bas. Consultez notre guide pour comprendre la fin de l'ARENH et ses impacts.

Quand faut-il acheter son contrat d'énergie pour 2027 ?

Le CAL 2027 se négocie autour de 58 EUR/MWh fin mars 2026, un niveau proche des plus bas depuis 2021. Les forwards gaz Q4 2026 se négocient à environ 40 EUR/MWh. Les analystes anticipent une hausse de la demande au T3 avec le restockage gazier et les tensions géopolitiques. Verrouiller un contrat à terme au T2 2026, quand les prix restent contenus par des fondamentaux favorables (production nucléaire élevée, températures clémentes), offre le meilleur rapport risque/opportunité. La période avril-juin est historiquement la plus favorable pour les achats à terme.

Vaut-il mieux un prix fixe ou indexé pour l'électricité au T2 2026 ?

Avec un CAL 2027 à 58 EUR/MWh et un spot moyen de 72 EUR/MWh au T1, le prix fixe sur 12 à 24 mois offre une visibilité budgétaire solide pour les PME. Les profils industriels consommant en base bénéficient davantage d'un contrat à clics (achat par tranches) qui permet de moyenner les prix d'entrée. Un contrat hybride (60 à 70 % fixe, 30 à 40 % indexé) constitue le meilleur compromis pour la plupart des entreprises. Le choix dépend de votre tolérance au risque, de votre profil de consommation et de vos contraintes budgétaires.

Les prix du gaz vont-ils continuer à baisser en 2026 ?

La tendance baissière du TTF au T1 (moyenne de 47 EUR/MWh contre 55 EUR/MWh au T4 2025) pourrait se poursuivre au T2 grâce à des températures plus clémentes et des livraisons GNL abondantes. Cependant, la reconstitution des stocks (objectif 90 % au 1er novembre imposé par la réglementation européenne) et les tensions au Détroit d'Ormuz exercent une pression haussière à partir du T3. Les forwards Q4 2026 à 40 EUR/MWh intègrent un scénario modérément optimiste. Pour les entreprises, la fenêtre d'achat gaz la plus favorable se situe entre avril et juin 2026, avant le début de la campagne d'injection intensive.

L'accompagnement d'un courtier en énergie pour naviguer ce marché

Le marché de l'énergie en 2026 est plus complexe qu'il ne l'a jamais été. La fin de l'ARENH, le nouveau mécanisme VNU, la volatilité du gaz TTF, les tensions géopolitiques : autant de variables qui rendent la construction d'un budget énergie fiable particulièrement difficile pour les responsables achats et les DAF.

Un courtier en énergie indépendant comme Acieb apporte trois avantages concrets dans ce contexte :

Veille de marché en temps réel. Nos ingénieurs suivent quotidiennement les cotations EEX, EPEX Spot et TTF. Quand une fenêtre de prix favorable se présente (comme le CAL 2027 à 58 EUR/MWh en mars), nous alertons nos clients pour qu'ils puissent sécuriser les meilleures conditions. Ce suivi permanent est impossible à maintenir en interne pour une PME dont l'énergie n'est pas le coeur de métier.

Mise en concurrence structurée. Nous sollicitons 20 à 30 fournisseurs pour chaque appel d'offres, en adaptant le cahier des charges au profil de consommation de l'entreprise (segment tarifaire, saisonnalité, nombre de sites, tolérance au risque). L'écart entre la meilleure et la moins bonne offre dépasse régulièrement 5 000 à 12 000 EUR/an pour une PME consommant 200 MWh.

Optimisation globale de la facture. Au-delà du prix du kWh, nous auditons le TURPE (puissance souscrite, version tarifaire), les taxes (éligibilité aux taux réduits d'accise) et les composantes réglementaires (mécanisme de capacité, garanties d'origine). Sur un site industriel, ces optimisations représentent souvent autant d'économies que la négociation de la fourniture elle-même.

Pour une analyse gratuite de votre situation et des recommandations personnalisées sur le timing d'achat, contactez nos équipes. Nous vous fournissons un rapport de marché adapté à votre profil de consommation sous 48 heures.

Questions fréquentes

Quel est l'impact de la fin de l'ARENH et du VNU sur ma facture d'electricite en 2026 ?

Quand faut-il acheter son contrat d'energie pour 2027 ?

Vaut-il mieux un prix fixe ou indexe pour l'electricite au T2 2026 ?

Les prix du gaz vont-ils continuer a baisser en 2026 ?