À l’issue du troisième trimestre 2025, le paysage énergétique européen offre un contraste saisissant avec les turbulences des années précédentes. Si l’inflation, les chocs géopolitiques et la transition climatique ont insufflé une volatilité durable, un relatif apaisement s’est installé sur les marchés de l’électricité, du gaz et du carbone. En France, la combinaison d’une excellente disponibilité nucléaire, de stocks gaziers robustes et d’une demande estivale tempérée a permis de contenir les prix de gros, tout en plaçant les décideurs (publics, industriels, régulateurs) face à des choix stratégiques : sécuriser les approvisionnements futurs, intégrer le coût du carbone dans leurs modèles de décision, et stimuler les investissements dans les solutions résilientes. Cette analyse plonge dans les forces à l’œuvre au T3 2025, les risques latents et les leviers d’action pour anticiper au mieux l’hiver et la saison 2026.

1. Contexte international & européen

Dans un contexte global où l’offre énergétique n’est plus l’ennemie de la demande comme il y a deux ans, le T3 2025 se distingue par une stabilisation relative des prix tout en restant sous pression des enjeux géopolitiques. Le pétrole maintient une volatilité modérée autour de 65–70 $/b, tandis que les marchés du gaz voient une recomposition durable de l’approvisionnement : le GNL et les flux norvégiens compensent le retrait progressif des importations russes. Parallèlement, la tarification du carbone continue de jouer un rôle central dans l’arbitrage des modes de production. Enfin, la dynamique politique européenne — entre renforcement du marché unique énergétique, mécanismes d’ajustement (CBAM) et révisions du système ETS — redessine les marges de manœuvre des États et des acteurs privés.

Points clés :

Situation pétrolière : après des pics récents, le Brent a retrouvé une volatilité plus modérée (≈ 65–70 $/b). L’OPEP+ a adopté une stratégie d’ajustement fin 2024–2025 qui a contribué à lisser les fluctuations. Les tensions géopolitiques (Moyen-Orient, interruptions localisées) restent des risques à court terme mais n’ont pas entraîné de chocs prolongés sur le T3 2025.

Gaz & GNL : la demande européenne est restée modeste au T3 ; les flux GNL et norvégiens ont compensé la baisse de certaines sources continentales. Les niveaux de stockage européens ont été élevés en fin de saison chaude, offrant une marge de sécurité pour l’hiver suivant.

Carbone & politique climatique : l’Union européenne poursuit son agenda de décarbonation (réductions progressives d’allocations gratuites, renforcement du reporting ESG). Le prix du CO₂ reste durablement élevé, influençant les décisions publiques et privées.

2. Évolutions réglementaires

La pression réglementaire pèse plus fortement qu’auparavant : en France, la PPE 2025-2035 et la refonte des mécanismes d’accès au nucléaire obligent à repenser structurellement la planification énergétique. Au niveau européen, l’agenda « Fit-for-55 », le débat sur le CBAM et la réforme du marché carbone renversent progressivement l’équilibre entre droits acquis et responsabilité climatique. Les décideurs doivent désormais arbitrer entre incitations à l’investissement (flexibilité, stockage, renouvelables) et mesures de contrôle (quotas, reporting). Ce contexte punit la léthargie : ceux qui anticipaient encore des scénarios inchangés se retrouvent rapidement dépassés.

Points clés :

France – cadre national : évolutions réglementaires touchant les mécanismes d’accès au nucléaire et la PPE 2025–2035 ; ajustements fiscaux impactant les coûts (accises, taxes environnementales).

Union européenne : mise en œuvre progressive du paquet « Fit-for-55 », discussions sur le CBAM et la révision du système ETS ; renforcement des exigences de reporting (CSRD) pour les grands acteurs économiques.

Implication pratique pour les décideurs : intégrer la trajectoire réglementaire carbone dans les modèles budgétaires et de planification.

3. Analyse des prix de marché T3 2025

Le troisième trimestre 2025 se caractérise par une recomposition des prix sous l’effet de conditions plus “normales” : le marché spot et les marchés à terme de l’électricité et du gaz retrouvent des niveaux moins extrêmes, mais le prix du carbone reste élevé, entretenant une prime structurelle. En France, la bonne disponibilité nucléaire a allégé les prix spot d’électricité, tandis que le gaz PEG (TTF) bénéficie de stocks abondants. Le pétrole Brent navigue dans une fourchette plus contenue, mais reste sujet aux retournements géopolitiques. Le coût du CO₂ (EUA) reste une épée de Damoclès pour toute production fossile. Cette section détaille les trajectoires observées.

Moyenne indicative T3 2025 : ~66 €/MWh.
Tendance : baisse par rapport au T2, due principalement à une disponibilité nucléaire élevée et à une demande estivale réduite.
Moyenne indicative T3 2025 : 31–33 €/MWh.
Tendance : détente sensible depuis les extrêmes de 2022–2023, grâce à des stocks confortables et à un approvisionnement GNL robuste.
Fourchette observée T3 2025 : ≈ 65–70 $/b.
Moyenne T3 2025 : 72–74 €/tCO₂.
Effet de prix : le coût du CO₂ reste un composant majeur pour les coûts marginaux des centrales thermiques et pour les acteurs économiques exposés.

4. Analyse Comparative – Mise en contexte et comparaison T2 vs T3

Comparé au deuxième trimestre, le T3 2025 reflète un retour à des conditions plus sereine : baisse des prix du gaz et de l’électricité, détente modérée du CO₂, retrait des primes extrêmes de risque. Mais ce recul ne signale pas une normalisation permanente : c’est un répit stratégique. Les décideurs doivent en tirer profit pour repositionner leurs allocations, renforcer leurs couvertures et tester la résilience de leur modèle dans des environnements froids ou tendus. C’est aussi le moment de redéfinir les seuils de tolérance aux risques énergétiques.

Points de contexte : Baisse quasi-générale des prix liée à la saisonnalité (été) et à l’amélioration de l’offre (stocks et nucléaire).
Le prix du CO₂ reste un signal fort : il pénalise les solutions fossiles et accélère l’intérêt pour des investissements bas-carbone.

5. Scénarios synthétique T4 2025

L’hiver 2025–2026 s’annonce comme la prochaine épreuve : la tension se jouera entre un épisode “hiver doux”, un hiver “dans les normes” et un hiver “extrême”. Les scénarios optimiste / central / pessimiste pilotent les décisions : capacité d’investissement, politique de couverture, stock stratégique, modulation de la demande. Les décideurs devront calibrer leurs hypothèses de coût, prévoir des marges de sécurité et aligner timing budgétaire et conditions de marché.

Usage pour décideurs : utiliser ces scénarios pour stress-tests budgétaires et planification d’achat.

6. Conclusion

Le troisième trimestre 2025 marque une étape charnière pour le marché énergétique français et européen. Loin des pics de stress alimentés par les incertitudes sur l’approvisionnement, l’énergie fossile ou le carbone, ce trimestre s’est caractérisé par une stabilisation bienvenue des prix, une disponibilité forte des capacités de production, et des niveaux de stockage (gaz, hydraulique) qui offrent une marge de sécurité rare. Néanmoins, cette période de calme ne peut être interprétée comme une normalité durable : elle est plutôt un état de grâce temporaire, précieux, qu’il faut savoir exploiter.

Volatilité : l’ombre toujours présente

Les marchés à terme montrent que la volatilité n’a pas disparue : le coût du carbone (EUAs), les fluctuations du pétrole ou celles du gaz importé (des coûts de transport / regazéification) peuvent rapidement ressurgir. Les signaux d’alarme demeurent — risque climatique, incidents techniques, tensions géopolitiques — capables de déclencher des mouvements rapides dans les prix. Pour tous les décideurs (publics ou privés), cela impose de ne pas sous-estimer ni de négliger le risque, car les effets d’un choc récurrent ou combiné peuvent être amplifiés.

Opportunité stratégique : fixer des positions matures

C’est précisément dans cette accalmie que se dessine l’opportunité : verrouiller dès maintenant des contrats à terme (futures / PPA / forward long terme) à des prix qui demeurent performant, avant l’arrivée de l’hiver et des scénarios plus tendus. Celui qui engage aujourd’hui des volumes à terme bénéficie non seulement de visibilité pour ses coûts, mais amortit le risque d’explosion coût/carbone/hiver rigoureux. En outre, cette anticipation permet de mieux aligner ses investissements, ses plans de trésorerie et sa stratégie de transition énergétique avec les orientations réglementaires en cours.

Recommandations finales

Mettre en place une politique de couvertures à terme agressive dans les domaines où la visibilité est bonne (électricité base, gaz) et où les volumes sont prévisibles, pour limiter l’exposition aux futures hausses.
Dialoguer dès maintenant avec les fournisseurs / contreparties pour obtenir des offres longues durées.
Investir dans la flexibilité et la résilience : capacité d’effacement, stockage, infrastructures de conversion énergétique ; ces leviers réduisent les coûts marginaux en situation de stress.
Tester les scénarios extremes dans les modèles internes : hiver très froid, rupture d’import GNL, hausse carbone — pour s’assurer que les positions de couverture, les marges financières et les capacités opérationnelles peuvent encaisser.

Annexe – Sources et lectures recommandées

Sources principales utilisées pour cette note :

European Energy Exchange (EEX) — Market Data / Power & Gas Futures — https://www.eex.com
EPEX SPOT — Market data / Day-Ahead & Intraday — https://www.epexspot.com
RTE (Réseau de Transport d’Électricité) — Bilans et données de production — https://www.rte-france.com
CRE (Commission de régulation de l’énergie) — publications et orientations — https://www.cre.fr
Commission européenne — Energy & Climate policy pages — https://commission.europa.eu
TradingEconomics — Commodities & energy prices — https://tradingeconomics.com
Reuters — Actualités énergie & marchés — https://www.reuters.com
ENTSOG — Gas storage & flows — https://www.entsog.eu
ICE / Market data (contrats financiers & energy derivatives) — https://www.theice.com
MarketScreener / Barchart / TradingView — séries historiques et consultations rapides — https://www.zonebourse.fr, https://www.barchart.com, https://www.woodmac.com/
Publications sectorielles et rapports d’agences énergétiques nationales.

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