Depuis la crise énergétique de 2021-2023, les entreprises françaises ont intégré une nouvelle réalité : l’énergie n’est plus seulement une ligne de coût, c’est un sujet stratégique. Prix du gaz, contrats d’électricité, fiscalité, capacité d’approvisionnement, exposition aux marchés internationaux… chaque décision d’achat peut avoir un impact direct sur la compétitivité.

En mai 2026, la situation reste particulièrement sensible. Les marchés européens de l’énergie sont de nouveau sous tension, principalement en raison de la guerre en Iran et des risques pesant sur les flux énergétiques transitant par le détroit d’Ormuz. Pour les entreprises françaises, l’enjeu n’est pas uniquement de suivre les prix, mais d’anticiper les évolutions, de sécuriser les contrats et d’adapter progressivement leur stratégie énergétique.

OnlyNrj accompagne les entreprises dans cette logique d’optimisation : analyse des factures, renégociation des contrats, comparaison des offres fournisseurs, optimisation des puissances, des taxes et des coûts d’acheminement.

Gaz naturel : le retour brutal du risque géopolitique

Le gaz naturel reste aujourd’hui la matière première la plus directement exposée aux tensions internationales. Depuis la réduction des approvisionnements russes après 2022, l’Europe dépend davantage du gaz naturel liquéfié, le GNL. Cette dépendance rend les prix européens plus sensibles à la concurrence mondiale, notamment avec l’Asie.

La guerre en Iran a ravivé cette vulnérabilité. Le détroit d’Ormuz est un passage clé pour les exportations d’hydrocarbures du Golfe. Selon l’Agence internationale de l’énergie, une fermeture du détroit aurait des conséquences majeures sur le commerce mondial du gaz, car elle immobiliserait une partie importante des exportations de GNL du Qatar et des Émirats arabes unis, qui représentent ensemble près de 20 % du commerce mondial de GNL.

L’AIE indique également que les perturbations du transit par Ormuz ont réduit les approvisionnements en GNL en provenance du Qatar et des Émirats arabes unis de plus de 300 millions de m³ par jour depuis le 1er mars 2026, soit plus de 2 milliards de m³ par semaine. Même si la majorité de ces volumes est destinée à l’Asie, le choc se diffuse à l’ensemble des marchés mondiaux par le jeu des prix et de la concurrence entre acheteurs.

En France, cet effet se lit déjà dans les références de prix. La CRE a indiqué que le prix repère de vente du gaz augmentait de 15,4 % TTC au 1er mai 2026, en raison de la hausse des prix de marché consécutive à la crise au Moyen-Orient. La référence de coût d’approvisionnement publiée par la CRE est passée de 29,84 €/MWh en avril 2026 à 47,48 €/MWh en mai 2026, avant de ressortir à 41,15 €/MWh pour juin 2026.

Pour les entreprises consommatrices de gaz, cela signifie que la volatilité reste forte. Les contrats indexés ou arrivant à échéance dans les prochains mois doivent être surveillés avec attention. La question n’est plus seulement de chercher le prix le plus bas à un instant donné, mais de choisir le bon niveau de sécurisation : prix fixe, prix indexé, clauses de flexibilité, durée d’engagement, modalités de sortie, ou stratégie d’achat en plusieurs temps.

Sécurité d’approvisionnement : la France est mieux armée, mais pas isolée du marché européen

La France dispose d’un système gazier relativement robuste. Le ministère de la Transition écologique rappelle que la sécurité d’approvisionnement vise à garantir la continuité de fourniture, y compris face à des aléas climatiques ou à la perte de sources d’approvisionnement. Le système français s’appuie notamment sur plusieurs points d’interconnexion, des terminaux méthaniers et des infrastructures de stockage.

Le ministère précise également que le dimensionnement actuel du système gazier permet d’assurer l’approvisionnement des consommateurs français. Mais cela ne signifie pas que la France est protégée des prix européens. Les infrastructures assurent la continuité physique de l’approvisionnement ; elles ne neutralisent pas l’exposition aux prix de marché.

C’est un point essentiel pour les entreprises : le risque de coupure généralisée est différent du risque de prix. La France peut être correctement approvisionnée, tout en subissant une hausse du gaz liée à la tension mondiale sur le GNL, aux besoins de remplissage des stockages européens, ou à une météo défavorable.

À l’échelle européenne, la situation des stockages reste un sujet de vigilance. L’ACER indique que l’hiver 2025-2026 a commencé avec un niveau de stockage inférieur à l’objectif de 90 %, puis que les niveaux de stockage souterrain à fin mars 2026 étaient inférieurs aux moyennes récentes, certains marchés européens passant sous les 30 %.

Électricité : la France bénéficie d’un mix bas-carbone, mais les prix restent influencés par le gaz

La situation de l’électricité française est plus favorable que celle du gaz sur le plan physique. D’après RTE, la production d’électricité en France métropolitaine a atteint 547,5 TWh en 2025, en légère hausse par rapport à 2024. Surtout, la production bas-carbone, nucléaire et renouvelable, a atteint un record de 521,1 TWh, soit 95,2 % de la production française.

RTE souligne également que la production fossile a poursuivi son recul en 2025, atteignant son niveau le plus faible depuis près de 75 ans. C’est un avantage important pour la France : son système électrique dépend moins directement du gaz que certains pays européens, où les centrales à gaz jouent un rôle plus important dans la production d’électricité.

Mais les entreprises françaises ne doivent pas en conclure que l’électricité est totalement déconnectée du gaz. Sur les marchés de gros européens, le prix de l’électricité reste influencé par les centrales marginales, souvent au gaz dans certaines périodes. Lorsque le gaz remonte, les prix à terme de l’électricité peuvent suivre, même dans un pays où le mix de production est très largement bas-carbone.

Opéra Énergie indiquait ainsi, dans son analyse du 18 mai 2026, que les prix de l’électricité progressaient sous l’effet des prix du gaz, dans un contexte de faible production renouvelable, notamment éolienne, et de températures fraîches à l’échelle européenne. Sur les échéances annuelles, Opéra Énergie relevait notamment un Cal-27 électricité à 55,75 €/MWh, en hausse hebdomadaire de 6,58 %.

La France bénéficie donc de fondamentaux solides, mais elle reste intégrée au marché européen. Pour les professionnels, cela rend indispensable le suivi des échéances de marché, notamment lors des renouvellements de contrats.

Un nouveau cadre pour l’électricité depuis 2026

L’année 2026 marque aussi une évolution importante dans la commercialisation de l’électricité en France, avec la fin du dispositif historique de l’ARENH et la mise en place d’un nouveau cadre autour de la production nucléaire.

Le ministère de la Transition écologique indique que l’objectif est de garantir un accès à l’ensemble du productible nucléaire à un prix de 70 €/MWh en moyenne sur les 15 prochaines années, sur l’ensemble des consommateurs. Ce prix cible est établi à partir de l’estimation des coûts complets du parc nucléaire existant, ainsi que du financement de la politique d’investissement d’EDF.

Pour les entreprises, ce changement renforce l’importance de la lecture contractuelle. Les offres d’électricité ne doivent plus être comparées uniquement sur le prix facial du MWh. Il faut analyser la structure de prix, les composantes d’acheminement, les garanties, les indexations, les clauses de révision, les volumes engagés et les conditions de sortie.

La guerre en Iran : un choc énergétique indirect mais réel pour la France

La France n’importe pas massivement son gaz du Qatar ou des Émirats arabes unis, et son électricité dépend peu du gaz. Pourtant, la guerre en Iran a un impact réel sur les marchés français.

Cet impact passe par trois canaux principaux.

Le premier est le prix du GNL mondial. Si des volumes sont bloqués ou redirigés, les acheteurs européens doivent rivaliser avec les acheteurs asiatiques pour sécuriser les cargaisons disponibles. Cela tire les prix vers le haut.

Le deuxième est la prime de risque géopolitique. Même sans rupture complète d’approvisionnement, les marchés anticipent les risques : fermeture d’Ormuz, attaques sur infrastructures, hausse du fret maritime, tensions diplomatiques ou sanctions. Cette prime se répercute dans les cotations.

Le troisième est l’effet de contagion entre énergies. Le gaz influence l’électricité, le pétrole influence l’inflation et les coûts logistiques, et le carbone peut amplifier les mouvements sur les prix de gros. Opéra Énergie relevait par exemple que le pétrole restait porté par la crise du détroit d’Ormuz, avec un niveau de 109,26 $/baril dans son point marché du 18 mai 2026.

Pour les entreprises françaises, la guerre en Iran ne signifie pas nécessairement un risque immédiat de rupture d’approvisionnement. En revanche, elle réactive un risque majeur : celui d’une facture énergétique à nouveau instable, difficile à budgéter, et fortement dépendante d’événements extérieurs à l’Europe.

Les fournisseurs et énergéticiens profitent aussi de la volatilité

La volatilité ne produit pas les mêmes effets selon les acteurs. Pour les consommateurs, elle représente un risque budgétaire. Pour certains grands énergéticiens intégrés, elle peut aussi générer des revenus supplémentaires via la production, le trading ou le GNL.

TotalEnergies a par exemple indiqué que son activité Integrated LNG avait généré un résultat opérationnel net ajusté de 1,3 milliard de dollars au premier trimestre 2026, soutenu par une hausse de la production de GNL et par des activités de trading bénéficiant de la volatilité des marchés.

Cette situation rappelle un point important : les intérêts des producteurs, fournisseurs, traders et consommateurs ne sont pas toujours alignés. D’où l’intérêt, pour une entreprise, d’être accompagnée par un intermédiaire capable de comparer les offres, d’identifier les clauses sensibles et de défendre une stratégie d’achat adaptée à son profil de consommation.

L’électrification : une réponse stratégique, mais pas automatique

Face à la volatilité du gaz et du pétrole, l’électrification apparaît comme une piste de long terme. Remplacer certains usages fossiles par de l’électricité peut réduire l’exposition aux hydrocarbures importés, améliorer le bilan carbone et préparer les entreprises aux exigences réglementaires futures.

RTE souligne que la production électrique française est très majoritairement bas-carbone, avec une intensité d’émissions de 19,6 gCO₂eq/kWh en 2025. C’est un atout majeur pour décarboner certains usages : chaleur basse température, mobilité, process industriels adaptés, pompes à chaleur, pilotage énergétique, autoconsommation photovoltaïque, stockage ou flexibilité.

Mais l’électrification ne doit pas être présentée comme une solution magique. Elle suppose d’étudier la puissance souscrite, les profils de consommation, les heures de fonctionnement, les contraintes de réseau, les investissements nécessaires et les opportunités de flexibilité. Une entreprise qui électrifie sans revoir son contrat, sa puissance, son TURPE ou ses usages peut déplacer le problème au lieu de le résoudre.

L’enjeu n’est donc pas seulement de consommer plus d’électricité. Il est de consommer mieux, au bon moment, avec le bon contrat et la bonne stratégie.

Ce que les entreprises doivent faire maintenant

Dans ce contexte, les entreprises ont intérêt à adopter une approche active de leur énergie.

Premièrement, elles doivent auditer leurs contrats gaz et électricité : échéance, prix, indexation, volumes, clauses de sortie, pénalités, conditions de renouvellement.

Deuxièmement, elles doivent surveiller les fenêtres de marché. Dans un environnement volatil, quelques semaines peuvent faire une différence importante sur un prix de fourniture.

Troisièmement, elles doivent optimiser les composantes hors fourniture : puissance souscrite, acheminement, TURPE, fiscalité, accise, taux réduits éventuels, certificats d’économie d’énergie.

Quatrièmement, elles doivent réfléchir à leur trajectoire énergétique : sobriété, efficacité, électrification, photovoltaïque, pilotage des usages, effacement ou adaptation des horaires de consommation.

C’est précisément le rôle d’un courtier en énergie BtoB : apporter de la lisibilité sur un marché complexe, comparer les offres fournisseurs et sécuriser une décision adaptée à l’activité de l’entreprise. OnlyNrj met en avant un accompagnement fondé sur l’audit des factures, la renégociation auprès des fournisseurs, l’optimisation des contrats et le suivi régulier des évolutions de marché.

Conclusion

La situation énergétique française en mai 2026 est paradoxale. Sur l’électricité, la France dispose d’un mix solide, très bas-carbone, soutenu par le nucléaire et les renouvelables. Sur le gaz, en revanche, le pays reste exposé à un marché européen et mondial très sensible aux tensions géopolitiques.

La guerre en Iran rappelle que les prix de l’énergie ne dépendent pas uniquement de la consommation nationale ou de la production française. Un conflit au Moyen-Orient, une perturbation du détroit d’Ormuz, une tension sur le GNL ou un hiver plus froid que prévu peuvent modifier rapidement les conditions de marché.

Pour les entreprises, la bonne réponse n’est pas d’attendre une stabilité parfaite qui ne reviendra peut-être pas. La bonne réponse est d’anticiper, comparer, sécuriser et optimiser.

Dans un marché où le prix de l’énergie peut redevenir un facteur de vulnérabilité, la stratégie énergétique devient un levier de compétitivité.