Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 14 juillet 2025.
Marché de l'électricité
Le nucléaire, maillon faible sous la canicule
Le marché européen de l’électricité subit de plein fouet les défaillances récurrentes du parc nucléaire français. EDF a prolongé l’arrêt imprévu de Belleville 1 jusqu’au 31 juillet et repoussé celui de Cruas 2 au 21 juillet, tandis que des fissures découvertes sur Civaux 2 inquiètent durablement. Entre le 29 juin et le 7 juillet, la France a déjà perdu 550 GWh de production nucléaire, un record depuis 2020, fragilisant encore sa capacité de réponse à la canicule.
Résultat : un recours accru au gaz et au charbon, alors même que la consommation grimpe sous l’effet de la climatisation. Les prix du carbone restent, eux, plombés par la faible demande industrielle mais l’annonce de tarifs américains dès août frappe l’industrie européenne, ajoutant un risque tarifaire à un marché déjà sous tension thermique. Pour l’instant, l’été ne fait que commencer – et il promet d’être brûlant, sur tous les fronts.
À la une
Un rebond nucléaire contrarié par la chaleur
La production nucléaire française a progressé de 2,5% au premier semestre, atteignant 181 TWh grâce à une meilleure disponibilité des réacteurs. Pourtant, les fortes chaleurs de juin ont forcé EDF à réduire la puissance de certains sites du Sud, entraînant un léger recul mensuel.
.Hydraulique et éolien en recul, solaire au plus haut
L’hydroélectrique accuse un net repli (-17%, à 33,4 TWh) après une année 2024 exceptionnelle. L’éolien fléchit également (23 TWh, -1,6 TWh), alors que le solaire établit un nouveau record avec 15 TWh produits (+3,8 TWh).
Consommation en hausse, exportations en baisse
Malgré une production globale quasi stable, la demande intérieure a augmenté de 4,2 TWh, portée par des températures supérieures au deuxième trimestre. Les exportations nettes reculent de 5 TWh, notamment vers la Belgique et l’Allemagne, compensées partiellement par une hausse des importations depuis l’Espagne.
EDF sécurise ses clients industriels
EDF et Arkema annoncent un accord de fourniture de dix ans pour le site de Jarrie, offrant visibilité et compétitivité énergétique. Après Aluminium Dunkerque en mai, EDF poursuit sa stratégie d’ancrage industriel bas carbone, malgré la fin prochaine de l’Arenh et les incertitudes sur les futurs contrats nucléaires CAPN.
Les tendances électricité de la semaine par notre expert
L’Europe de l’énergie en pleine (r)évolution
Le gouvernement britannique a renoncé au zonal pricing, apportant une clarté saluée par SSE et RenewableUK. Investisseurs et développeurs respirent, le risque de complexité étant jugé trop élevé. Pourtant, certains comme Octopus Energy regrettent l’occasion manquée de réduire durablement les factures. Pour Cornwall Insight, « clarté n’est pas résolution » : la décision ne résout en rien les fragilités structurelles du marché britannique.
Pour Fatih Birol (IEA), l’Italie doit réintégrer le nucléaire si elle souhaite sortir de sa dépendance au gaz (45% de son électricité) et rester compétitive. Les petits réacteurs modulaires (SMRs) apparaissent comme une solution adaptée à son réseau régionalisé. Le gouvernement Meloni ambitionne 8-16 GW de nucléaire d’ici 2050, malgré un fort scepticisme public hérité de Tchernobyl.
Montel Analytics anticipe un trimestre historique de prix négatifs en Europe, conséquence d’une production solaire record (104,4 TWh au T2) face à une demande stagnante. Allemagne, Pays-Bas et Belgique devraient cumuler après-midis à prix négatifs et soirées à prix élevés, exposant les industriels à une extrême volatilité. Un signe fort : la Suède a déjà dépassé 500 heures de prix négatifs cette année.
Malgré cette abondance solaire, l’Europe du Sud-Est pourrait souffrir cet été de tensions d’approvisionnement si la chaleur persiste, entre réservoirs hydroélectriques bas et difficultés logistiques du charbon allemand.
– Helder FARIA RUBIO,
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Marché du gaz
L’été brûle les certitudes
Les prix européens du gaz ont retrouvé des sommets, avec un TTF front-month dépassant 35 €/MWh, portés par une météo estivale plus chaude que la normale et un climat géopolitique tendu. Israël et le Hamas peinent à progresser, tandis que la perspective de nouvelles sanctions US contre la Russie plane.
Pourtant, les fondamentaux restent stables : les stockages européens sont remplis à 61%, en retrait par rapport aux 79% de l’an dernier, et la production norvégienne tourne normalement. Mais la peur guide toujours le marché, surtout lorsque l’Asie reste à l’affût.
Ses stocks LNG fondent doucement, laissant craindre un retour massif sur le spot au moment où l’Europe préparera son hiver. La France, de son côté, aggrave la tension avec de nouveaux arrêts nucléaires, forçant un recours accru au gaz pour sa production électrique. Bref, le calme est trompeur : entre vague de chaleur, fissures nucléaires et rivalité asiatique, l’équilibre reste plus instable qu’il n’y paraît.
À la une
Rhin en eaux basses : le charbon rame
Les niveaux d’eau du Rhin, notamment à Kaub, devraient passer sous les 110 cm cette semaine (contre 124 cm semaine dernière).
Résultat : les barges transportent moins de la moitié de leur capacité normale de charbon.
À l’origine, une météo anormalement chaude en Europe de l’Ouest, avec des températures supérieures de +3°C aux normales saisonnières selon SMHI.
Transport fluvial paralysé, stockage saturé
Moins de volume transporté signifie : tarifs de barges en hausse, moins de rotations, plus de demandes de stockage et un train peu flexible pour prendre le relais.
Les opérateurs appliquent des surtaxes dès que le Rhin passe sous 200 cm pour compenser la baisse de tonnage. Les stocks charbon dans les ports ARA (Amsterdam-Rotterdam-Anvers) restent élevés à 2,83 Mt, contre 2,77 Mt la semaine précédente.
Les énergéticiens gardent leur sang-froid
Malgré ce goulet d’étranglement, les énergéticiens allemands restent sereins. Steag et Uniper affirment disposer de stocks suffisants pour assurer l’approvisionnement des centrales dans les prochaines semaines, grâce à des reconstitutions préventives.
Un marché qui reprend des couleurs
En attendant, le prix du charbon livré aux ports ARA (contrat API 2) a grimpé à 110,95 USD/tonne (+1,55 USD), atteignant un sommet depuis le 3 juillet.
Les faibles niveaux d’eau découragent les achats urgents mais resserrent néanmoins le marché.
Les tendances gaz de la semaine par notre expert
Gaz, GNL et drones : tensions énergétiques
La Bulgarie ouvre une enquête anticorruption sur son contrat gazier de 13 ans avec Botas, le géant turc. Signé en 2023, il coûte à Sofia 512 000 EUR/jour pour une capacité inutilisée de 1,8 bcm/an. Considéré comme une possible “porte dérobée” pour le gaz russe via la Turquie, cet accord pourrait être amendé ou annulé, réduisant l’accès aux terminaux turcs, surtout en cas d’incident sur le réseau grec ou TurkStream 2.
En avril, l’Italie a battu son record d’importations de GNL, couvrant 35% de sa demande gazière, dépassant pour la première fois le volume en provenance d’Algérie (33%). Depuis la crise de 2022, Rome a installé de nouvelles unités de regazéification, atteignant 80 Mm³/jour contre 50 Mm³ auparavant, lui offrant flexibilité et capacité d’export vers l’Europe centrale.
L’utilisation de drones chinois DJI par Equinor pour l’inspection et la surveillance de ses infrastructures gazières suscite l’inquiétude des députés norvégiens. Malgré la stratégie de sécurité nationale qualifiant la Chine de “défi croissant”, aucun bannissement n’est acté. La Norvège, premier fournisseur européen, continue d’utiliser ces drones sophistiqués mais controversés, illustrant la tension entre prix attractifs et souveraineté technologique.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Zoom sur l'énergie verte
Solaire, carbone et objectifs climatiques : l’Europe à l’épreuve
Vers un assouplissement du futur “taxe carbone” aux frontières ?
La Commission européenne envisage d’atténuer l’impact de son futur mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (CBAM) sur l’électricité importée de pays voisins non membres de l’UE, comme la Serbie ou l’Ukraine. Prévu pour 2026, le CBAM doit freiner les importations de produits à forte empreinte carbone, mais suscite des craintes sur la liquidité des marchés, la sécurité d’approvisionnement et la progression des renouvelables. Un appel à consultation publique court jusqu’au 26 août pour ajuster la législation. En toile de fond, un risque : celui de fragiliser l’intégration des marchés électriques européens, pourtant essentielle à la transition énergétique.
Le solaire détrône le nucléaire en Europe
Pour la première fois, le solaire est devenu en juin la première source d’électricité dans l’UE, avec un record de 22,1 % de la production totale, dépassant légèrement le nucléaire (21,8 %). Cette percée historique s’explique par de nouvelles capacités installées et un ensoleillement élevé. Treize pays, dont les Pays-Bas et la Grèce, ont battu leur record de production solaire. L’éolien progresse également, atteignant son plus haut niveau pour un mois de juin (15,8 %). Résultat : la part du charbon a chuté à 6,1 %, un plus bas historique. Reste le défi du stockage pour prolonger la disponibilité du solaire le matin et le soir, lorsque le gaz reste encore roi.
Objectif climat 2040 : l’UE mise sur la flexibilité
Réunis au Danemark, les ministres européens du climat ont amorcé leurs discussions sur l’objectif de réduction de 90 % des émissions nettes d’ici 2040. Ils soutiennent l’usage de crédits carbone internationaux conformes à l’Accord de Paris pour compenser une partie des émissions difficiles à éliminer, tout en veillant à ne pas intégrer ces crédits dans le système ETS européen. Le débat se poursuivra sous la présidence danoise, avec un accord espéré avant la COP30 au Brésil en novembre.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
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