En avril 2026, les marchés de l’énergie restent sous l’influence directe du risque géopolitique. Après les fortes tensions observées depuis la fin février, les prix du gaz, de l’électricité et du pétrole tentent de se stabiliser. Pourtant, l’équilibre reste fragile. Tour d’horizon des faits marquants du mois.
Un contexte géopolitique qui dicte le tempo des marchés
Moyen-Orient : un conflit qui s’enlise, un détroit d’Ormuz sous pression
En avril, le conflit entre l’Iran, Israël et les États-Unis continue de peser lourdement sur les marchés de l’énergie. Les trêves successives offrent quelques respirations aux prix, mais elles ne suffisent pas à restaurer la confiance.
Le point le plus sensible reste le détroit d’Ormuz. Cette route maritime concentre une part majeure des flux mondiaux de pétrole et de gaz. Sa fermeture, même partielle, perturbe les exportations de GNL et renchérit les coûts logistiques. Les assureurs maritimes maintiennent donc des primes de risque élevées.
En résumé, les marchés restent nerveux. Le gaz temporise par moments mais chaque menace de blocage relance aussitôt la pression sur les prix.
Banques centrales et incertitude macroéconomique
Dans ce contexte déjà tendu, les grandes banques centrales adoptent une posture prudente. La BCE, la Fed, la Banque d’Angleterre et la Banque du Japon surveillent de près les effets de la crise énergétique sur l’économie.
La BCE et la Banque du Japon maintiennent leurs taux. Toutefois, elles restent attentives au risque de stagflation : une croissance faible, combinée à des prix encore élevés. Ce scénario inquiète les industriels, déjà exposés à des coûts énergétiques volatils.
Ainsi, les décisions monétaires ne détendent pas vraiment les marchés. Elles confirment plutôt une phase d’attente. Les acteurs économiques se couvrent davantage, sécurisent leurs achats et limitent leur exposition au spot.
Recomposition des grands flux énergétiques mondiaux
La crise accélère aussi une transformation plus profonde du commerce mondial de l’énergie. Le GNL américain confirme sa place centrale. L’Europe continue d’en dépendre fortement, faute d’alternatives suffisantes à court terme.
De son côté, le Qatar avance avec prudence. QatarEnergy attend davantage de stabilité avant de relancer pleinement ses trains de liquéfaction. La clause de force majeure activée sur certains contrats rappelle une réalité simple : même les fournisseurs réputés fiables peuvent être freinés par la géopolitique.Enfin, la Russie poursuit sa bascule vers l’est. Privée d’une grande partie du marché européen, elle renforce ses exportations vers la Chine et l’Inde. Ce mouvement n’est plus conjoncturel. Il traduit une recomposition durable des flux énergétiques mondiaux.
Évolution des prix : entre flambée et accalmie de courte durée
Gaz naturel : une volatilité dictée par Ormuz
Le gaz naturel est resté très sensible au risque Ormuz. Après plusieurs jours de trêve, les prix ont d’abord reflué. Puis les nouvelles tensions autour du détroit ont rapidement ravivé les inquiétudes sur les flux de GNL.
Sur le marché français, le prix PEG sur l’EEX est ainsi passé de 32,38€/MWh le 17 avril à 36,64€/MWh le 24 avril. Chaque menace sur les routes maritimes se traduit presque immédiatement dans les prix.
Cependant, la fin de mois a apporté une légère accalmie. Le Cal-27 gaz s’établissait à 36,50€/MWh au 30 avril. Même dynamique côté européen : le TTF atteignait 44,86€/MWh le 24 avril, en baisse de 15,46% sur un mois. Le marché s’est donc détendu, mais sans retrouver une vraie sérénité.
En toile de fond, l’Europe doit toujours reconstituer ses stocks de gaz. Cette phase d’injection maintient une pression sur les achats, surtout dans un contexte où le retour du GNL qatari reste incertain.
Électricité : un alignement mécanique sur le gaz, des spots qui plongent
Le marché de l’électricité a suivi le mouvement du gaz. Les contrats à terme ont reculé dans son sillage, avec un Cal-27 autour de 53 à 55€/MWh en fin de mois (54,90€/MWh le 24 avril, 53,44€/MWh au 30 avril).
Mais le signal le plus marquant vient du spot, soit des prix à court terme. La météo printanière, la baisse de la consommation et la forte production solaire et éolienne ont provoqué des épisodes de prix très bas, voire fortement négatifs.
Le dimanche 26 avril à 14h, le prix spot a plongé jusqu’à -478,8€/MWh. Quelques jours plus tard, les prix ont de nouveau frôlé les -500€/MWh en milieu d’après-midi.
Ces niveaux traduisent un déséquilibre ponctuel : beaucoup d’électricité disponible, mais une demande insuffisante pour l’absorber. Ils rappellent aussi l’importance croissante de la flexibilité électrique.
Pétrole : pic au-delà de 113 $/baril, oscillations diplomatiques
Le pétrole a connu un mois sous haute tension. Le Brent a dépassé les 113$/baril, porté par les craintes de rupture d’approvisionnement et par la fermeture du détroit d’Ormuz.
Au 24 avril, il s’établissait à 105,33$/baril, en hausse de 16,54% sur la semaine. Puis les cours ont brièvement reculé avec les espoirs de cessez-le-feu.
Mais cette détente n’a pas duré. De nouveaux incidents maritimes et le maintien des pressions américaines sur les ports iraniens ont rapidement relancé les inquiétudes. Le pétrole est donc resté pris entre deux forces : l’espoir diplomatique et la peur d’un choc durable sur l’offre.
Carbone : une demande contenue par les renouvelables
Le marché du carbone est resté plus stable. Les quotas ont évolué autour de 73 à 75€/t en avril.
Comment l’expliquer ? Par les fondamentaux du moment. La production solaire et éolienne européenne tourne à plein régime. Les centrales à gaz et à charbon sont moins sollicitées. Les industriels achètent donc moins de quotas pour couvrir leurs émissions, et la demande reste faible.
Le contexte géopolitique, paradoxalement, n’imprime pas sa volatilité sur ce marché. Les acteurs adoptent une posture attentiste, en attendant les arbitrages réglementaires européens à venir. Pour les entreprises soumises à l’ETS, c’est une bouffée d’oxygène temporaire, à surveiller dès que la production fossile reprendra du terrain à l’approche de l’été.
Sécurité d’approvisionnement : l’Europe gère la transition de l’hiver
Reconstitution des stocks de gaz
Au 1er avril, les stocks européens de gaz atteignent seulement 28% de remplissage. Ce niveau reste inférieur à la moyenne des cinq dernières années. L’Europe démarre donc sa saison d’injection avec une marge de manœuvre limitée.
La phase d’injection a néanmoins démarré comme chaque printemps. Les températures modérées et la baisse de la consommation post-hivernale facilitent l’opération. Et la météo joue son rôle : avec des journées plus longues et une production renouvelable abondante, les volumes de gaz brûlés dans les centrales pour produire de l’électricité diminuent. Autant de molécules qui peuvent partir vers les stockages souterrains.
Un autre facteur joue temporairement en faveur de l’Europe : le recul de la demande asiatique. Moins de concurrence sur les cargaisons de GNL atlantique signifie un peu plus de fluidité sur les volumes disponibles, et une légère détente sur les prix d’achat. Cette respiration est précieuse, mais probablement courte.
La fiabilité du GNL en question
La crise au Moyen-Orient remet en cause un pilier de l’approvisionnement européen : le gaz naturel liquéfié. Une cargaison de GNL disponible ne suffit pas : encore faut-il qu’elle puisse circuler sans risque, à un prix soutenable, et sans être surenchérie par les acheteurs asiatiques. Or les marchés anticipent une possible nouvelle hausse des prix du GNL d’ici l’été, sous l’effet combiné de la reprise de la demande asiatique liée à la climatisation et des besoins européens de remplissage des stockages.
L’expérience récente du détroit d’Ormuz a montré à quel point ces flux restaient à la merci des soubresauts géopolitiques. Comme l’analyse Nicolas Goldberg, expert énergie chez Colombus Consulting : « Dans les énergies fossiles, il ne faut jamais se réjouir trop vite. […] L’annonce de réouverture du détroit d’Ormuz hier s’accompagne d’une annonce de fermeture aujourd’hui, nourrissant ainsi l’incertitude et la volatilité des prix. »
Et l’expert d’enfoncer le clou sur une fausse bonne réponse, celle de la simple diversification des approvisionnements fossiles : « Diversifier les approvisionnements ne suffit pas : la France s’approvisionne très peu à partir du détroit d’Ormuz et a tout de même subi l’envolée des prix. »
C’est bien là le cœur du problème. Tant que l’Europe reste massivement dépendante des hydrocarbures importés, elle reste exposée à la volatilité des prix, quels que soient les pays fournisseurs. Comme le résume Nicolas Goldberg : « Plus nous serons producteurs de notre propre énergie et plus nous serons robustes au choc : c’est là que la transition climatique n’est pas qu’un projet climatique pour l’Europe mais aussi un projet de sécurité d’approvisionnement. »
La réponse ne tient donc pas seulement dans de nouvelles routes ou de nouveaux terminaux. Elle passe par l’électrification des usages, mobilité, chauffage, procédés industriels et, pour les usages qui restent difficilement électrifiables, par la montée en puissance des gaz verts.
Mix électrique européen : renouvelables en progression, gaz toujours indispensable à l’équilibrage
Côté électricité, le mois d’avril confirme le retour en force des énergies renouvelables. Avec l’allongement des jours, la production solaire progresse nettement. L’éolien reste plus variable, mais il soutient davantage le mix depuis la mi-avril. L’hydraulique, de son côté, retrouve un niveau plus stable grâce à de meilleurs remplissages qu’en 2025.
Cette dynamique allège la pression sur les prix de l’électricité. Plus le solaire et l’éolien produisent, moins on sollicite les centrales à gaz, et plus la pression baisse sur les marchés de gros.
Pour autant, le système européen n’est pas encore sevré du gaz. Les centrales à gaz restent indispensables à l’équilibrage du réseau, surtout aux heures de pointe ou lors des creux de production renouvelable. Cette dépendance résiduelle explique pourquoi les prix de l’électricité continuent de suivre, mécaniquement, ceux du gaz sur les marchés à terme.Ainsi, la transition énergétique avance, mais elle reste fragile tant que le stockage et la flexibilité ne montent pas en puissance au même rythme que les renouvelables. C’est tout l’enjeu des grands chantiers européens en cours, à commencer par le European Grids Package placé en urgence absolue par la Commission européenne.
La situation française : des fondamentaux solides au service de la compétitivité
Parc nucléaire et production nationale : un atout en période de tension
Premier pilier : le parc nucléaire. Après les améliorations de maintenance menées en 2025, la disponibilité des réacteurs reste élevée tout au long du printemps. Grâce à cela, les centrales tournent bien, et la production nationale tient le choc.
Ce socle nucléaire, complété par le solaire, l’hydraulique et l’éolien, permet à la France de maintenir une production nationale robuste.
Cette régularité change tout sur les marchés de gros. Quand les voisins européens dépendent davantage du gaz pour produire leur électricité, la France peut compter sur une base bas carbone stable et compétitive.
Ainsi, la France reste en situation d’exportation nette d’électricité. Dans un contexte tendu, cet avantage compte. Il réduit la dépendance aux importations et renforce la sécurité d’approvisionnement.
Plan électrification et signaux long terme
Avril a aussi été marqué par une annonce structurante : le détail du plan Lecornu sur l’électrification est sorti en fin de mois. Ce sont 4,5 milliards d’euros supplémentaires par an qui serviront à l’électrification d’ici 2030, qui viennent s’ajouter aux 5,5 milliards actuels.
La répartition des fonds est claire :
- 1,1 milliard pour le bâtiment ;
- 2,1 milliards pour les transports ;
- 0,2 milliard pour l’industrie.
Le financement repose largement sur la réorientation des certificats d’économie d’énergie. Pas de nouvelles enveloppes budgétaires donc, mais un redéploiement des ressources existantes vers les usages électriques.
Cette annonce s’inscrit dans une logique plus large : faire de l’électricité un levier de souveraineté énergétique et de décarbonation. En clair, plus on électrifie les bâtiments, les flottes et les procédés industriels, moins on dépend des hydrocarbures importés. Le calendrier européen va dans le même sens, avec le plan AccelerateEU dévoilé le 22 avril et son ambition de 660 milliards d’euros par an jusqu’en 2030.
Consommation et tarifs : stabilité de printemps
Sur le terrain, la consommation électrique française reste stable au printemps 2026. C’est saisonnier, les besoins de chauffage chutent, ceux de climatisation n’ont pas encore démarré, mais c’est aussi un signal de maîtrise. Face aux tensions sur les marchés, les usagers continuent d’adopter des comportements prudents.
Les secteurs résidentiel et tertiaire dominent toujours la demande. L’industrie, elle, montre une reprise progressive mais prudente, freinée par la conjoncture macroéconomique et la prudence affichée par les banques centrales.
Côté tarifs, les autorités gardent un œil attentif sur les prix de l’énergie. Les tarifs repères publiés par la CRE et le tarif réglementé de vente d’électricité (TRV) continuent de jouer leur rôle d’amortisseur pour les ménages, en lissant les fluctuations du marché de gros. Le gaz reste plus exposé aux variations des cours internationaux, ce qui pèse davantage sur les foyers qui s’en servent pour le chauffage et la cuisson.
Pour les acheteurs professionnels, soumis aux marchés de gros, l’enjeu reste le même : arbitrer intelligemment entre achats spot et contrats long terme, en tirant parti de la résilience du mix électrique français.
Ce qu’il faut retenir pour les entreprises et collectivités
Avril 2026 résume bien la nouvelle donne : un marché énergétique qui ne reviendra pas de sitôt à la stabilité d’avant-crise, mais qui offre encore des marges de manœuvre pour ceux qui savent les saisir.
- La volatilité des prix de l’énergie reste durable. Les marchés réagissent vite aux tensions géopolitiques, aux flux de GNL et aux signaux météo ;
- Le pilotage des achats devient essentiel. Il faut arbitrer entre marché spot, contrats long terme et opportunités de fixation pour mieux maîtriser son budget ;
- La France conserve un avantage compétitif grâce à son mix électrique nucléaire et renouvelable, qui amortit une partie des chocs observés sur les marchés européens ;
- L’électrification des usages s’impose comme une couverture stratégique. Elle réduit l’exposition aux énergies fossiles importées et renforce la souveraineté énergétique ;
- Le remplissage des stocks de gaz reste un point de vigilance pour l’hiver 2026-2027. Une demande asiatique plus forte cet été pourrait raviver la concurrence sur le GNL.
