L'analyse marché du 10 février 2026

Veille Réglementaire

• EDF a publié des résultats opérationnels montrant un redressement industriel notable avec une production nucléaire atteignant 373 TWh en 2025 (+3,1%), retrouvant les niveaux de 2019 grâce à une meilleure maîtrise des calendriers de maintenance

• EDF vise 400 TWh par an de production nucléaire dès 2030, mais reste prudent sur 2026 avec une cible de 350-370 TWh en raison de l'intégration progressive de l'EPR de Flamanville

• Un rapport confidentiel interne d'EDF révèle une incompatibilité technique et économique croissante entre le parc nucléaire historique et le développement massif des ENR. EDF alerte sur l'usure prématurée des réacteurs due à une modulation trop fréquente pour éviter de saturer le réseau quand il y a trop de soleil et de vent, engendrant des surcoûts massifs de maintenance et menaçant la rentabilité du nucléaire

• La PPE3 est attendue pour la fin de semaine après deux ans d'attente, avec un moratoire sur les ENR qui semble pour l'instant plus ou moins écarté. Le gouvernement privilégierait plus d'éolien offshore que d'éolien terrestre, avec confirmation de 6 EPR et 8 en option

• Le système ETS2 entrera en vigueur progressivement d'ici 2027-2028, taxant le CO2 des secteurs du chauffage des bâtiments, du transport routier et certains combustibles industriels. Les estimations évoquent une hausse potentielle de 10 à 13% sur les énergies (carburant, gaz, fioul) pour les particuliers. Les clients industriels seront facturés à partir de 28-29 pour leur consommation de gaz ne relevant pas de l'ETS1, à des prix qui leur coûteront plusieurs euros par mégawattheure en plus

Marché Électricité

• Les calendriers forward N+1 à N+4 ont perdu de 1 à 2 € sur les dix derniers jours, avec le Cal 28 connaissant la plus forte baisse (4,7 %) à 47,54€.
  Ces prix sont en dessous des coûts de production intégrant les nouvelles centrales et ne sont donc pas pérennes. Ils constituent clairement des opportunités à saisir pour les acheteurs.

• Opportunité de couverture : avec un prix de Q3 26 à 36,92 et 72,27 €/MWh pour Q4 ce matin, pour les clients au spot qui voudraient se prémunir contre un été cher en cas de canicule et un hiver tendu. Puisqu’à ces niveaux de prix nous sommes en- dessous de la moyenne du spot sur la même période ces deux dernières années.

Marché du gaz

• Le marché du gaz est en backwardation avec un premium de risque plus élevé sur le court terme, les quarters étant plus chers que le moyen-long terme : avec l'hiver qui n'est pas fini, les stocks devraient passer largement en dessous des 30%, nécessitant un gros effort de reconstitution d'ici l’hiver prochain, ce qui pèse sur les prix en infracalendaire

• Le 2029 se situe à 21€/ MWh, un niveau intéressant considérant qu'il s'agit de GNL (gaz incluant le coût de transport) et non plus de gaz de pipeline comme c’était le cas majoritairement avec la guerre en Ukraine. Les perspectives moyen terme restent bonnes avec l'attente de différents apports de GNL provenant de plusieurs pays et régions dans le monde. La plus grosse centrale nucléaire au monde au Japon a redémarré le 9 février (8000 MW), ce qui réduira la dépendance japonaise au gaz et donc la concurrence asiatique pour les flux gaziers.

• Risque potentiel : la Turquie pourrait être en concurrence avec l'Europe sur le GNL si l'Iran (qui fournit du gaz par pipe à la Turquie) connaît des perturbations en raison des événements qui s’y déroulent.

Market Coupling France-Allemagne

• Janvier 26 : la France est sortie à 100€/MWh en spot, l'Allemagne à peine 10€ de plus, alors que l’écart en faveur de la France est plus autour de 30 € /MWh pour les produits à terme. Le market coupling joue au maximum sur le spot, toujours dans la limite des interconnections.