Spot électrique en flambée : 238 €/MWh le 31 octobre et un T3 à +144 % — ce que ça change pour vos contrats

238 €/MWh en moyenne le 31 octobre, avec des pointes à 300 €/MWh : le spot français s’envole de 44,4 % au-dessus de sa moyenne des 30 derniers jours. Un troisième trimestre à 120,20 €/MWh, +144 % en un an — du jamais vu depuis la crise de 2022 pour un été.

Contexte : que se passe-t-il ?

Le 31 octobre, le prix spot (day-ahead, livraison le lendemain) s’est échangé en moyenne à 238 €/MWh en France, un niveau 44,4 % supérieur à la moyenne des 30 derniers jours (165 €/MWh). À l’intérieur de la journée, l’écart a été spectaculaire : creux à 143 €/MWh à 13 h, pic à 300 €/MWh à 18 h. Et la dynamique ne s’est pas démentie début novembre, la moyenne du mois s’établissant autour de 245 €/MWh et les cours approchant 256 €/MWh le 2 novembre.

Le déclencheur immédiat de cette flambée tient en une donnée : le vent s’est levé… puis s’est arrêté. Le vendredi 30 octobre, la production éolienne n’a atteint que 137 GWh, soit 67 % de moins que le vendredi précédent (415 GWh), selon RTE. Pour compenser, les centrales au gaz ont produit 99 GWh, soit 3,4 fois plus que la semaine précédente (29 GWh). Or ce sont ces centrales, appelées en dernier, qui fixent le prix de toute l’électricité vendue à ces heures-là — et le gaz coûte cher.

Ce pic s’inscrit dans une tendance lourde : le troisième trimestre 2026 a affiché une moyenne de 120,20 €/MWh en France, contre 49,23 €/MWh un an plus tôt, soit +144 % — la plus forte progression parmi les pays étudiés dans le bilan européen de la plateforme allemande SMARD publié le 21 octobre. La trajectoire intra-trimestre est elle-même en accélération : 95,2 €/MWh en juillet (+64 % sur un an), 122,8 €/MWh en août (+126 %), 143,3 €/MWh en septembre (+312 %).

Décryptage : quatre causes convergentes

Le gaz, moteur principal. Le blocage du détroit d’Ormuz prive l’Europe du GNL qatari — QatarEnergy a prolongé l’état de force majeure fin août, au moment où l’Europe devait remplir ses stockages avant l’hiver. Sur le marché français, le gaz valait 61,5 €/MWh en moyenne en août, près du double d’un an plus tôt (31,6 €/MWh), selon RTE, et le prix de référence européen TTF a dépassé 80 €/MWh mi-septembre, un doublement depuis juin. Les centrales gaz françaises ont produit 4,1 TWh entre juin et août (+58 % sur un an), surtout entre 18 h et minuit. En Allemagne aussi, le prix du gaz a bondi de 91 % sur un an (64,10 €/MWh), poussant le charbon devant le gaz dans l’ordre d’appel.

Un nucléaire pénalisé par la chaleur. La canicule a coûté environ 10 TWh au parc nucléaire entre juin et août, une perte sans précédent (6 TWh lors de la canicule de 2003) : quand l’eau des rivières devient trop chaude, EDF doit réduire la puissance des réacteurs. Le 17 août, 13,4 GW de réacteurs étaient simultanément indisponibles — chaleur, mais aussi afflux de méduses à Gravelines. La production nucléaire est restée en retrait en septembre (26,0 TWh contre 28,9 TWh un an plus tôt).

Une hydraulique à son plus bas. Les barrages n’ont produit que 10,8 TWh entre juin et août, soit 12 % de moins qu’en 2025 et le deuxième été le plus faible depuis cinquante ans. Problème : l’hydraulique est la production pilotable qu’on mobilise le soir, quand le solaire s’arrête. Son recul a laissé davantage d’heures au gaz.

Un paradoxe solaire. Le photovoltaïque a battu son record (15,1 TWh entre juin et août, contre 12,5 TWh en 2025) et maintient les prix de midi à des niveaux bas, parfois négatifs — l’Allemagne a comptabilisé 675 quarts d’heure à prix négatif sur le trimestre. Mais il ne produit pas entre 18 h et 22 h, quand la consommation, portée par la climatisation (53 jours de vague de chaleur), reste forte. Le solaire a donc creusé l’écart midi/soir sans empêcher la hausse de la moyenne. Résultat : en Allemagne, 79 quarts d’heure ont dépassé 300 €/MWh, contre 48 un an plus tôt — la volatilité extrême devient la norme.

Impact concret pour votre entreprise

Ces prix de gros se répercutent d’abord sur les contrats indexés sur les marchés — dont les factures suivent quasi mécaniquement le spot — puis progressivement sur les offres à prix fixe, construites sur les contrats à terme. Le Cal-27 (électricité livrée sur toute l’année 2027), qui valait 57 €/MWh en moyenne en juin, clôturait septembre à 91 €/MWh et atteignait 104 €/MWh le 12 octobre : c’est sur lui que se bâtissent les offres à prix fixe 2027. La tension se concentre sur l’hiver : le contrat du 1er trimestre 2027 valait 163 €/MWh ce même jour, contre 65 €/MWh pour le 2e trimestre.

Nos recommandations

Une volatilité à deux chiffres au quotidien impose de revoir les réflexes : le spot peut rapporter sur certaines heures, mais il expose à des pointes qui détruisent un budget annuel.

• Immédiat :identifiez les contrats indexés spot ou indexés TTF dans votre parc et quantifiez leur exposition aux niveaux actuels. Vérifiez les clauses de renégociation des contrats arrivant à échéance avant l’hiver.
• Sous 30 jours :sécurisez par tranches les volumes 2027 avant que le Cal-27 (déjà passé de 57 à 104 €/MWh depuis juin) ne se tende davantage, en priorisant l’hiver 2027 (T1 coté à 163 €/MWh) et les profils peu flexibles — sites en 3×8, consommation de base.
• Sous 90 jours :étudiez les leviers de flexibilité (effacement aux heures de pointe, décalage de consommation vers les heures solaires de midi où les prix s’effondrent) et le couplage éventuel avec une production ou un stockage sur site. Chaque quart d’heure déplacé hors des pointes du soir a une valeur mesurable.