Aujourd’hui, les prix pour acheter de l’électricité en avance (à long terme) montrent une chose : acheter pour 2029 coûte plus cher qu’acheter pour 2026. C’est ce qu’on appelle une situation de « contango ». Cela signifie que plus on s’engage loin dans le temps, plus le prix est élevé.
Mais pourquoi ?
Une visibilité plus nette sur le court terme
Pour 2026, les fondamentaux sont relativement clairs : la disponibilité du parc nucléaire, les niveaux de stockage de gaz, et la trajectoire du prix du CO₂ sont connus. Le marché dispose donc de suffisamment d’éléments pour évaluer les risques avec un certain degré de précision
Incertitudes sur le long terme
À l’inverse, les prix de 2029 traduisent une visibilité plus limitée. Les acteurs anticipent une demande électrique en hausse liée à l’électrification des usages et à la décarbonation industrielle, ainsi qu’un contexte réglementaire encore en construction, avec la réforme du marché européen de l’électricité.
Avec le développement des énergies renouvelables (ENR) sur les années à venir, le marché intègre également une volatilité accrue des prix, liée à une production plus intermittente et donc à une gestion plus complexe de l’équilibre offre-demande sur le long terme.
Par ailleurs, les produits long terme, comme le Cal 2029, sont moins liquides, ce qui entraîne des primes de couverture plus élevées.
Une prime de risque plus qu’une flambée des prix
L’écart de prix entre 2026 et 2029 reflète donc moins une hausse brutale anticipée qu’une prime d’incertitude. Le marché intègre le coût de cette incertitude dans les prix à long terme.
Quelle stratégie d’achat adopter face à cette incertitude ?
Dans ce contexte, les acheteurs ont intérêt à sécuriser leurs volumes sur les années les plus lisibles et à aborder 2029 avec des opportunités ciblées, en profitant d’éventuelles phases de repli.
Pour ceux qui le peuvent, il est aussi judicieux d’envisager des structures d’offres dynamiques – avec plancher, plafond ou fixations progressives – pour couvrir partiellement ces horizons longs et sécuriser les prix tout en gardant de la flexibilité.
Et le gaz ? Une logique inverse
À l’inverse de ce mouvement haussier, le marché du gaz est en « backwardation » : les prix long terme (2028–2030) sont inférieurs aux échéances proches (2026).
Cela s’explique par une prime de risque à court terme, liée aux incertitudes sur l’hiver prochain : tensions géopolitiques persistantes, niveaux de stockage, météo ou arbitrage GNL.
Le long terme, lui, reflète une perspective d’équilibre avec une offre plus abondante (diversification des approvisionnements, stabilisation géopolitique), et une demande structurellement en baisse (efficacité énergétique, électrification des usages, montée des renouvelables).
Le marché considère donc que les tensions actuelles ne dureront pas.
Pour les acheteurs, il peut être opportun de sécuriser une partie des volumes sur les années lointaines, à des niveaux historiquement bas, pour lisser les coûts dans la durée.
Sophie-Charlotte MARTIN, Conceptrice-Rédactrice spécialisée
Titulaire d'un master 2 en Lettres Classiques, complété d'un master 2 en Communication et d'un cycle web marketing à la CCI de Lyon, Sophie-Charlotte est intervenue sur des sujets aussi B2C que B2B, on et off line.
Régulièrement confrontée aux problématiques tertiaires et industrielles, elle s'est spécialisée en énergie. Aujourd'hui, elle garantit au quotidien la direction et la production éditoriale de l'entreprise. Sophie-Charlotte MARTIN est Responsable éditoriale d'Opéra Energie.
