Le PEG, l'atout prix que l'Europe nous envie… mais pour combien de temps ?
Moins cher que le TTF malgré une liquidité inférieure, le marché français du gaz défie la logique des benchmarks européens. Derrière ce paradoxe, des infrastructures de regazéification parmi les plus performantes du continent. Mais dans l’ombre d’un détroit d’Ormuz sous tension, cette fenêtre de compétitivité pourrait se refermer plus vite que prévu.
Un paradoxe français : moins de liquidité, mais des prix plus bas que le TTF
Le prix moyen du PEG s’est établi à 35,5 €/MWh en 2025 contre 36,2 €/MWh pour le TTF, soit un spread de -0,7 €/MWh en faveur du marché français, un écart déjà observé en 2024 (34,1 pour le PEG contre 34,4 €/MWh pour le TTF). Ce différentiel soulève une question fondamentale : comment un hub à liquidité nettement inférieure maintient-il des prix plus bas que la référence européenne, dont la fenêtre de négociation vient d’être étendue à 21 heures pour capter les opérateurs asiatiques et nord-américains
Un hub de regazéification de premier plan
La réponse tient en grande partie aux infrastructures. Les terminaux méthaniers français ont assuré 64 % des entrées nettes de gaz françaises en 2025 (329 TWh), avec un rendement opérationnel supérieur à la moyenne européenne. Ce coût d’accès au GNL spot structurellement inférieur irrigue directement le PEG et explique les spreads observés avec les places voisines qui figurent dans la carte ci-dessous :
Carte des principaux hubs gaziers d’Europe continentale
De l'Italie au Royaume-Uni : comment le PEG se positionne face à ses voisins
Le spread PSV-PEG (Italie-France) s’est maintenu en territoire positif sur toute la période avril 2025-avril 2026, porté par des exportations soutenues vers la Suisse puis l’Italie (252 GWh/j en moyenne cet hiver, contre 220 GWh/j l’hiver précédent). Le spread THE-PEG (Allemagne France) a oscillé autour de l’équilibre avant de se creuser en faveur du PEG en février 2026, avec la reprise des flux via Obergailbach, point d’interconnexion resté inactif l’hiver précédent. Côté britannique, le spread NBP-PEG a affiché les pics les plus marqués, dépassant ponctuellement 9 €/MWh lors des épisodes froids, période durant laquelle les flux norvégiens se sont prioritairement orientés vers le Royaume-Uni, deux marchés partageant une dépendance commune au GNL.
À noter un constat contre-intuitif : le marché français présente une corrélation plus forte avec le Royaume-Uni qu’avec les Pays-Bas, les deux marchés partageant une dépendance structurelle au GNL là où le couple PEG-TTF reste davantage influencé par les flux pipeline continentaux.
Côté belge, la proximité physique avec le TTF tend à aligner le ZTP sur les prix néerlandais, maintenant un spread ZTP-PEG structurellement positif (66 TWh exportés via les interconnexions nord en 2025). Seul le corridor ibérique reste atypique : malgré les capacités de regazéification espagnoles, les interconnexions limitées à Pirineos n’ont permis que 5 TWh d’échanges sur l’année.
L’évolution de ces spreads sur la période avril 2025-avril 2026 illustre la hiérarchie des prix entre le PEG et ses voisins européens, comme on le voit dans la courbe ci-dessous :
Un profil de risque asymétrique
L’accroissement attendu de l’offre mondiale de GNL (prix forward autour de 22,5 €/MWh à l’horizon 2028) conforte structurellement les positions des hubs disposant de fortes capacités d’importation, PEG en tête. Les facteurs baissiers sont graduels et prévisibles. Les facteurs haussiers, en revanche, peuvent être brutaux. L’escalade du conflit en Iran fait peser un risque majeur sur les flux de GNL transitant par le détroit d’Ormuz : une aggravation pourrait provoquer un choc soudain, d’une amplitude suffisante pour neutraliser les bénéfices structurels du marché français.
La période actuelle constitue de ce fait une fenêtre pour consolider des conditions d’approvisionnement encore compétitives sur des échéances post-2026, avant qu’une éventuelle dégradation du contexte moyen-oriental ne referme cette opportunité.
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