En septembre 2025, le prix du gaz est resté globalement stable avant d’amorcer une légère baisse en fin de mois (reprise progressive des flux norvégiens, GNL soutenu). En parallèle, les prix de l’électricité ont touché leur plus bas niveau de l’année. En toile de fond, le CO2 a culminé autour de 77 €/t avant de reculer. Les marchés restent sensibles aux mouvements du gaz et aux annonces réglementaires.
Les prochaines semaines s’annoncent orientées à la baisse pour l’électricité si le vent demeure soutenu et si la disponibilité nucléaire se confirme ; à l’inverse, une remontée du CO2 ou du gaz pourrait freiner cette détente. Côté gaz, les prix devraient rester stables à légèrement baissiers si les exportations norvégiennes se normalise, mais pourraient repartir à la hausse en cas de baisse des températures. Le CO2 devrait se stabiliser après la période de conformité.
Pour les professionnels, le contexte reste donc favorable pour sécuriser ou renégocier les contrats d’électricité.
Que s’est-il passé sur le marché de l’énergie en septembre 2025 ?
Alors que l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) alertait jusqu’ici sur un pic imminent de la demande en énergies fossiles, elle recentre désormais son attention sur l’offre. Dans un rapport publié le 16 septembre, elle souligne l’accélération du déclin naturel des gisements de pétrole et de gaz et la nécessité d’investissements massifs pour simplement maintenir la production actuelle. L’AIE anticipe désormais une hausse continue de la consommation de pétrole et de gaz, rompant avec ses précédentes projections de baisse. Cette évolution s’inscrit dans un contexte politique tendu, marqué par des pressions américaines en faveur des énergies fossiles.
Dans l’Union européenne, l’objectif demeure de mettre fin aux importations d’hydrocarbures russes d’ici au 1ᵉʳ janvier 2028, avec l’interdiction de nouveaux contrats à court terme dès 2026. Pour éviter un choc de prix, l’Europe s’appuie fortement sur le GNL américain, devenu un pilier de l’approvisionnement. Washington pousse à accélérer la cadence, mais la Commission européenne privilégie une trajectoire sécurisant la stabilité énergétique et économique.
Côté électricité, même si 2024 a été une année record pour le nucléaire en volume produit, sa part dans le mix énergétique mondial continue de baisser. Cela s’explique notamment par la montée en puissance des renouvelables. La décarbonation s’affirme surtout comme un enjeu de souveraineté : la dépendance aux combustibles importés a un coût élevé et expose l’Europe aux chocs géopolitiques. En France, finaliser rapidement la PPE est crucial pour réduire la part des fossiles d’ici 2035, accélérer les filières disponibles (EnR, réseaux de chaleur, efficacité) et préparer le « nouveau » nucléaire, tout en synchronisant cette offre décarbonée avec les nouveaux usages électriques (véhicules, pompes à chaleur, électrolyse, data centers).
À Flamanville, l’EPR connaît un nouveau décalage : l’arrêt, prévu jusqu’au 1ᵉʳ octobre, est prolongé au 17 octobre pour des contrôles préventifs sur une soupape du circuit primaire. L’atteinte de la pleine puissance reste annoncée « avant la fin de l’automne ». Le chantier, emblématique et coûteux, demeure un marqueur sensible pour l’industrie et pour la trajectoire de production nationale.
Enfin, la CRE a fixé un repère pour l’après-ARENH : un coût de référence de production nucléaire à 60,3 €/MWh sur 2026-2028, niveau inférieur aux attentes du printemps après ajustement méthodologique début septembre. EDF affiche des coûts complets plus élevés, mais la fin de l’ARENH et une production estimée autour de 360 TWh vendue en moyenne près de 66 €/MWh amélioreraient ses revenus. Pour les industriels, l’impact dépendra des contrats ; pour les particuliers au tarif réglementé, il devrait rester limité, en attendant des précisions sur la fiscalité (dont le futur Versement nucléaire universel).
Le marché du gaz naturel en septembre 2025
Au cours de septembre 2025, le marché du gaz est resté globalement stable, avant de montrer des signes de détente en fin de mois.
Le mois s’est ouvert sur des importations norvégiennes encore perturbées par des travaux de maintenance, maintenant une tension de fond sur l’offre européenne. Parallèlement, les à-coups de production éolienne ont modulé la demande de gaz pour la production d’électricité. Sur le plan géopolitique, la Russie et la Chine ont scellé un accord autour du gazoduc Power of Siberia 2 (capacité visée de 50 Gm³/an), tandis que la Chine reçoit des cargaisons de GNL issues d’Arctic LNG 2. L’ensemble recompose progressivement les flux mondiaux et ravive des inquiétudes sur la sécurité d’approvisionnement européenne à long terme.
Toutefois, la demande est restée globalement modérée :
- besoins de chauffage limités par des températures douces,
- consommation industrielle contenue dans un contexte économique peu porteur,
- forte production renouvelable (surtout éolienne) réduisant l’appel au gaz pour l’électricité.
De leurs côtés, les stocks ont peu progressé. En effet, les Pays-Bas affichent 68 % de remplissage, loin de l’objectif européen de 90 %, tandis que les importations de GNL demeurent stables et jouent un rôle d’amortisseur.
En fin de mois, on constate que les exportations norvégiennes repartent graduellement à la hausse, même si elles n’ont pas encore retrouvé leur niveau d’avant-maintenance. La courbe des prix s’allège : les forwards bénéficient du reflux du pétrole et du charbon, et le PEG CAL26 évolue autour de 30 €/MWh. Sur le plan réglementaire, la Commission européenne propose d’avancer à janvier 2027 l’interdiction des importations de GNL russe, ce qui complexifie les équilibres d’approvisionnement à moyen terme.
Le mois de septembre a donc été marqué par une stabilité relative, conclu par une tendance baissière qui pourrait se prolonger si la normalisation des flux norvégiens se confirme et si le complexe énergétique (pétrole/charbon) reste orienté à la baisse. À moyen terme, l’élargissement des sources d’approvisionnement, porté par la montée en puissance du GNL, devrait enclencher une baisse progressive des prix du gaz d’ici 2030.
Graphique de l'évolution du prix du gaz en septembre 2025
Le marché de l'électricité en septembre 2025
Au mois de septembre, les prix de l’électricité ont atteint leur niveau le plus bas de l’année.
En début de mois, le CAL26 s’est montré particulièrement sensible aux mouvements du gaz et des droits d’émission de CO2.
À la mi-mois, le marché futur a été marqué par une divergence record entre la France et l’Allemagne : CAL26 France ~58 €/MWh contre CAL26 Allemagne ~86 €/MWh. Dans le même temps, le prix du CO2 a culminé à 77 €/t (niveau plus vu depuis février), soutenu à la fois par des flux spéculatifs et par les achats de conformité, et ce malgré une bonne production renouvelable.
En fin de mois, les prix à terme ont continué de réagir aux inflexions du gaz et du CO2. Le prix des droits d’émission de CO2 est reparti à la baisse (75,77 €/t), même si les spéculateurs et les acheteurs de dernière minute sont restés actifs jusqu’à l’échéance du 30 septembre. Côté produits physiques, les Baseload et Peakload ont touché leurs planchers annuels. À très court terme, les prix de l’électricité devraient encore baisser grâce à un bon niveau des stocks de gaz européens, une production éolienne soutenue et une meilleure disponibilité nucléaire.
En résumé, les prix de l’électricité sont à des niveaux historiquement attractifs — c’est donc le bon moment pour sécuriser ou renégocier un contrat d’électricité professionnel —, d’autant que la fin de l’ARENH en décembre 2025 exposera davantage les consommateurs aux prix de marché, rendant l’accompagnement d’un courtier et une stratégie de couverture encore plus utiles.
Graphique de l'évolution du prix de l'électricité en septembre 2025
