En 2022, le prix de l’électricité s’est envolé sur les marchés en l’espace de quelques mois, sans qu’aucun producteur, transporteur ou industriel n’ait modifié ses actifs. Depuis la libéralisation du marché européen, la capacité d’investissement de tout un secteur dépend du prix spot et à terme, qu’aucun acteur ne maîtrise seul. Face à cette imprévisibilité, la gestion d’actifs peut agir comme un véritable bouclier. C’est notamment le cas pour les infrastructures fortement implantées dans le tissu local mais dont les problématiques s’intègrent dans un contexte mondialisé.
Prix spot : correspond au prix payé pour une livraison immédiate de l’énergie
Prix à terme : correspond au prix fixé à l’avance pour un paiement et une livraison ultérieure de l’énergie, l’année suivante par exemple
La libéralisation du marché électrique européen visait à faire baisser les prix par la concurrence1. Elle a surtout introduit une instabilité inédite : le prix spot est passé de 109 €/MWh en 2021 à 276 €/MWh en 20222, avec des pointes à plus de 700 €/MWh fin août 20223.
Ces pics ne disent pourtant pas l’essentiel : la plupart des acteurs se couvrent par des contrats à terme. Ce qui pèse sur les gestionnaires d’actifs, c’est la volatilité répercutée sur les contrats à terme : après les subprimes, le Calendar 2010 est monté à 120€/MWh et la volatilité sur les contrats à terme français a été de 73% en 20094. Ils sont tombés à 25 €/MWh début 20165, flirtant avec les coûts de production de certains producteurs. C’est cette incertitude qui pèse sur des investissements à long-terme.
Cette volatilité tient au mécanisme du « merit order », dicté par le règlement européen (UE) 2015/1222, qui expose même un mix décarboné comme celui de la France aux prix internationaux du gaz. Un effet amplifié en 2022 par une disponibilité historiquement basse du nucléaire et de l’hydraulique français6. Cette exposition ne s’est que partiellement refermée depuis : la reprise post-Covid, la guerre en Ukraine, les tensions autour de l’Iran et d’Ormuz7, par lequel transite environ 20% du pétrole mondiale8, ont fait remonter le prix repère du gaz de 15,4 % au 1er mai 20269, en parallèle du passage, au 1er janvier 2026, de l’ARENH au Versement Nucléaire Universel10. Quand la tension ne vient pas du gaz, elle se déplace du côté de l’électricité : l’essor du solaire a fait basculer les prix de l’électricité spot, avec des heures à prix nul ou négatif de plus en plus fréquentes, 708 heures en 2025, en hausse de 35 % sur un an11. Ces événements se superposent : l’enjeu n’est plus de traverser une crise ponctuelle, mais de composer avec une instabilité devenue la norme, qui ne se limite d’ailleurs pas au seul marché.
LaPPE3, censée fixer la trajectoire énergétique française à horizon 2035, a été reportée à plusieurs reprises avant d’être publiée au tout début de 202612. Pour réaliser des investissements, l’absence prolongée d’un cadre stable complique la planification d’autant que tarifs de réseaux et fiscalité évoluent chaque année.
La demande mondiale de transformateurs de forte puissance a quadruplé, avec des délais et des prix qui s’envolent13. Le réseau lui-même sature : environ 10 % du territoire français est déjà saturé pour le raccordement de nouvelles capacités renouvelables14. À cela s’ajoute une tension sur les compétences, Enedis prévoyant à elle seule environ 3 100 recrutements en 202615 — un goulot d’étranglement, à la fois matériel et humain.
Pour les industriels électro-intensifs, la contrainte est aussi concurrentielle : l’UNIDEN, qui représente près de 70 % de la consommation énergétique industrielle française, réclamait en mars 2026 un gel des quotas carbone européens face à la crise gazière16 — signe que volatilité énergétique et compétitivité industrielle sont désormais indissociables.
L’acceptabilité locale des infrastructures reste, elle aussi, un facteur de délai à part entière : le chantier de l’interconnexion électrique du Golfe de Gascogne entre la France et l’Espagne, porté par RTE, a été suspendu par la justice en août 2024, plus d’un an après son lancement, à la demande de quatre associations locales invoquant un risque pour la faune marine17
Ces pressions sont largement indépendantes les unes des autres : aucune réforme de marché, aucune politique industrielle ne suffira, seule, à les désamorcer. Seule reste du ressort de chaque organisation la connaissance fine et documentée de sa propre base d’actifs.
Un producteur déjà engagé sur des contrats à terme (ancien dispositif ARENH ou PPA (Power Purchase Agreement)) — ne capte rien du sursaut des prix spot. À l’inverse, un producteur qui vend sur le marché spot profite des hausses, mais reste tout aussi exposé aux baisses : c’est cette même volatilité, dans un sens comme dans l’autre, qui rend ses revenus futurs difficiles à projeter — d’où la taxation, en 2022-2023, de la « rente inframarginale » captée par les positions les plus exposées au marché18. Dans les deux cas, le risque est identique :sans visibilité durable sur ses recettes, un producteur finance plus difficilement l’entretien ou le renouvellement de son parc.
RTE, ou NaTran et Teréga pour le gaz, ne sont pas exposés au prix spot : leur rémunération, fixée par la CRE pour quatre ans, dépend de la valeur de leur base d’actifs régulée. L’instabilité des prix les atteint pourtant par ricochet : quand les prix flambent, les volumes acheminés baissent, et le manque à gagner n’est rattrapé dans le tarif qu’avec retard. Or ils doivent financer des investissements considérables (raccordement des renouvelables, interconnexions, stockage). Plus la facture énergétique est lourde, plus il est difficile d’augmenter les tarifs de réseau. Le stockage, souterrain de gaz (Teréga, Storengy) ou électrique à grande échelle, illustre cette bascule : ces actifs deviennent centraux pour la sécurité d’approvisionnement, mais leur modèle économique reste largement à construire — la France a dû réguler le stockage gazier faute de signaux de marché suffisants pour garantir son remplissage19, et la CRE travaille encore, début 2026, à stabiliser le cadre de soutien au stockage électrique20.
Pour un industriel énergo-intensif — sidérurgie, chimie, gaz, à l’image d’ArcelorMittal, d’Air Liquide — la facture énergétique pèse directement sur la compétitivité face à des concurrents internationaux moins exposés. Ces industriels arbitrent en permanence entre autoconsommation, PPA et spot. La décarbonation complique encore l’équation : électrifier des procédés suppose des investissements lourds sur leurs propres actifs de production et d’utilités — chaudières, fours, réseaux de vapeur — difficiles à engager sans visibilité sur le coût futur de l’énergie.
Producteurs, gestionnaires de réseaux et industriels appartiennent à la même chaîne de valeur : un producteur qui ne sécurise pas ses revenus investit moins ; un réseau sous-dimensionné freine le raccordement de nouvelles capacités ; un industriel qui subit des prix imprévisibles réduit sa consommation ou délocalise, fragilisant en retour la demande. Ces trois publics partagent donc un même besoin : arbitrer, sur leur patrimoine physique, entre maintien de l’existant et développement de nouvelles capacités, avec une vision de long terme que le seul marché spot ne peut fournir. C’est le rôle d’une gestion d’actifs structurée : documenter la criticité des infrastructures et objectiver les arbitrages CAPEX pour dialoguer avec financeurs, régulateurs et actionnaires.
Le marché européen ne redeviendra pas plus prévisible, la PPE3 sera sans doute revue, et la disponibilité des équipements, des compétences comme l’acceptabilité locale resteront imprévisibles. Ce qui reste du ressort de chaque gestionnaire d’actif, c’est la solidité de son dossier patrimonial. C’est ce que formalise une démarche de gestion d’actifs alignée sur l’ISO 55001 : aligner analyse de la demande et exigences des parties prenantes, dimensionner les investissements sur des besoins documentés et donner confiance aux dirigeants, régulateurs et financeurs.
tbmaestro accompagne les acteurs de l’énergie à chaque étape : état des lieux du système de gestion d’actifs, analyses prédictives de l’état du patrimoine, Plan Pluriannuel d’Investissement pour prioriser les CAPEX et structuration d’une politique compatible ISO 55001. La mondialisation continuera de mettre les infrastructures énergétiques sous tension. Notre mission est d’aider les organisations asset-centric à rester compétitives demain grâce à une gestion rigoureuse de leurs actifs dès aujourd’hui. Un premier échange avec nos équipes permettra de cadrer vos priorités.
Mots-clés : Gestion d’actifs, gestion d’actifs énergétiques, libéralisation, marché de l’électricité, volatilité des prix de l’énergie, PPA (Power Purchase Agreement), rente inframarginale, ARENH, Versement Nucléaire Universel, choc pétrolier 2026, stockage d’énergie, pénurie de transformateurs, saturation des réseaux, compétitivité industrielle, acceptabilité sociale, financement des infrastructures énergétiques, CAPEX/OPEX, Plan Pluriannuel d’Investissement, ISO 55001, gestion des compétences, analyse de la demande, amélioration continue, assurance, industriels électro-intensifs, gestionnaires de réseaux, transition énergétique, énergo-intensif, électro-intensif, électricité
Date de l’article : 06.10.2026
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Sources :
1. CRE, communiqué « Ouverture totale des marchés de l’électricité et du gaz naturel », 1er juillet 2007 — https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Communiques_de_presse/import/CP_1erJuillet07.pdf
2. RTE, Bilan électrique 2022 — Prix de marché — https://analysesetdonnees.rte-france.com/bilan-electrique-prix
3. France24, « Flambée du prix de l’électricité en France : ‘les prix sont complètement démentiels’ », 26 août 2022 — https://www.france24.com/fr/europe/20220826-flamb%C3%A9e-du-prix-de-l-%C3%A9lectricit%C3%A9-en-france-les-prix-sont-compl%C3%A8tement-d%C3%A9mentiels
4. EPEX SPOT, Annual Report 2009 – https://www.epexspot.com/sites/default/files/download_center_files/Annual_Report_2009_0.pdf
5. CRE, Rapport de surveillance 2015-2016 « Le fonctionnement des marchés de gros de l’électricité, du CO2 et du gaz naturel » — https://www.cre.fr/documents/publications/rapports-thematiques/rapport-marches-de-gros-2015-2016/consulter-le-rapport
6. Europe1, « Énergie : la France a échappé au pire malgré une production électrique au plus bas depuis 30 ans » — https://www.europe1.fr/economie/energie-la-france-a-echappe-au-pire-malgre-une-production-electrique-au-plus-bas-depuis-30-ans-4167393
7. Connaissance des Énergies, « Guerre en Iran : une ‘tempête parfaite’ pour les prix du pétrole et du gaz » — https://www.connaissancedesenergies.org/tribune-actualite-energies/guerre-en-iran-une-tempete-parfaite-pour-les-prix-du-petrole-et-du-gaz
8. U.S. Energy Information Administration (EIA), « Strait of Hormuz is chokepoint for 20% of world’s oil » — https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=7830
9. CRE, « Conséquence de la guerre en Iran, le prix repère de vente de gaz augmente de +15,4 % TTC au 1er mai 2026 » — https://www.cre.fr/actualites/toute-lactualite/consequence-de-la-guerre-en-iran-le-prix-repere-de-vente-de-gaz-augmente-de-154-ttc-au-1er-mai-2026-soit-une-hausse-moyenne-de-619-euros-ttc-sur-la-facture-de-mai.html
10. EDF, « De l’ARENH au Versement Nucléaire Universel : les clés pour tout comprendre » — https://www.edf.fr/entreprises/decryptages/normes-et-reglementations/de-l-arenh-au-versement-nucleaire-universel-les-cles-pour-tout-comprendre
11. Storio Energy / Hello Watt, « Observatoire des prix de l’électricité 2026 » — https://www.hellowatt.fr/blog/observatoire-prix-electricite-2026/
12. Batiweb, « Une nouvelle fois reportée, la PPE 3 ne sera pas publiée avant début 2026 » ; voir aussi economie.gouv.fr, PPE 3 — programmation pluriannuelle de l’énergie — https://www.batiweb.com/actualites/energie/une-nouvelle-fois-reportee-la-ppe-3-ne-sera-pas-publiee-avant-debut-2026-47963
13. L’Usine Nouvelle, « Une demande multipliée par quatre… pourquoi la France manque de transformateurs électriques de haute puissance » — https://www.usinenouvelle.com/equipements-electriques/une-demande-multipliee-par-quatre-des-delais-de-livraison-qui-sallongent-et-des-prix-qui-flambent-pourquoi-la-france-manque-de-transformateurs-electriques-de-haute-puissance.FOU3JWF335L5RC5B7HMEUM37QU.html
14. Connaissance des Énergies (AFP), « Raccordement des énergies renouvelables : 10 % du territoire français déjà saturé » — https://www.connaissancedesenergies.org/afp/raccordement-des-energies-renouvelables-10-du-territoire-francais-deja-sature-260715
15. Enedis, « Enedis, acteur majeur du recrutement en France » (environ 3 100 recrutements prévus en 2026) — https://www.enedis.fr/magazine/enedis-acteur-majeur-du-recrutement-en-france
16. UNIDEN, Union des Industries Utilisatrices d’Énergie — présentation et communiqué de mars 2026 sur le gel des benchmarks ETS — https://uniden.fr/
17. Énergies de la Mer, « Interconnexion électrique Golfe de Gascogne : la justice suspend le chantier mené par RTE » — https://www.energiesdelamer.eu/2024/08/18/interconnexion-electrique-golfe-de-gascogne-france-espagne-la-justice-suspend-le-chantier-mene-par-rte/
18. Légifrance, décret n° 2023-522 du 28 juin 2023 relatif à la contribution sur la rente inframarginale de la production d’électricité — https://www.legifrance.gouv.fr/jorf/id/JORFTEXT000047752602
19. CRE, « Le stockage de gaz en France » — https://www.cre.fr/actualites/toute-lactualite/le-stockage-de-gaz-en-france.html
20. CRE, « La CRE publie ses recommandations pour optimiser le soutien public aux ENR et au stockage d’électricité » (mars 2026) — https://www.cre.fr/actualites/toute-lactualite/la-cre-publie-ses-recommandations-pour-optimiser-le-soutien-public-aux-enr-et-au-stockage-delectricite.html
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