Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 12 septembre 2025.
Marché de l'électricité
Une France sous tension sociale et climatique
Le marché de l’électricité en France a vécu une semaine agitée, rythmée par des facteurs à la fois structurels et conjoncturels. Côté production, les grèves ont frappé de plein fouet le nucléaire et l’hydraulique, réduisant temporairement la disponibilité du parc et accentuant la dépendance aux importations. Une vulnérabilité d’autant plus marquée que les prévisions météo annoncent une baisse progressive des températures, avec une demande potentiellement accrue dès la fin septembre.
À plus long terme, l’incertitude politique complique la lecture : la nomination de Sébastien Lecornu à Matignon doit redonner une impulsion à la stratégie énergétique française, entre relance du nucléaire et accélération des renouvelables. Mais sans loi énergie-climat claire, le marché reste dans le brouillard.
À la une
Le froid aux portes de l’Europe
Les signaux climatiques sont formels : l’Europe pourrait bien vivre un hiver plus rigoureux que prévu.
Selon Nathalie Gerl, analyste chez LSEG, la baisse du niveau de la banquise arctique perturbe le jet-stream, entraînant une probabilité accrue de vagues de froid et de vents plus faibles.
Or, qui dit moins de vent dit aussi production éolienne réduite… et donc recours accru au gaz.
Le rôle du QBO
Autre indicateur à surveiller : l’oscillation quasi-biennale (QBO). Actuellement négative, elle annonce un risque plus élevé de perturbations du vortex polaire, synonymes de froid intense.
En clair, les modèles climatiques intègrent désormais des variables autrefois ignorées, renforçant l’incertitude.
Un marché du gaz serein… pour l’instant
Malgré ces perspectives glaciales, LSEG estime que les prix du gaz sont aujourd’hui « assez justement valorisés ».
Le contrat hivernal TTF s’échange autour de 33,35 €/MWh, soit 40 % de moins que l’an passé. Mais attention : le moindre aléa météorologique pourrait raviver la volatilité et rappeler à l’Europe que sa sécurité énergétique reste fragile.
Les tendances électricité de la semaine par notre expert
Le reste de l’actualité énergétique
Avec 45 % d’électricité verte, le pays est saturé. Réseaux congestionnés, prix négatifs fréquents et obligation d’équiper les centrales d’outils de pilotage témoignent d’une transition menée tambour battant mais mal synchronisée.
Si l’Europe investit massivement dans le stockage (+15 % en 2024), le modèle économique reste fragile. Aux Pays-Bas, les tarifs de réseau rendent les projets de batteries non viables, poussant Eneco à investir plutôt en Allemagne et en Belgique.
Le plus grand fonds souverain du monde (2 000 Mds $) muscle ses positions dans l’éolien et le solaire. Avec un potentiel de 100 TWh d’exposition d’ici 2030, il pourrait devenir un acteur de poids du marché européen.
La nomination de Sébastien Lecornu à Matignon illustre une France en quête de cap. Entre budget contesté et retards sur la loi énergie-climat, la crédibilité des ambitions nucléaires et renouvelables reste suspendue à l’équilibre fragile de l’Assemblée.
– Helder FARIA RUBIO,
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Marché du gaz
Un répit trompeur avant l’hiver
Sur le front gazier, l’Europe respire, mais à peine. Le TTF, référence du marché, évolue autour de 33 €/MWh : un niveau contenu grâce à des stocks proches de 80 % et une météo clémente. Pourtant, le tableau est moins rassurant qu’il n’y paraît : nous restons en retard par rapport à 2024, et la compétition pour le GNL s’annonce rude face à l’Asie.
Les flux norvégiens, en baisse temporaire, rappellent la fragilité des équilibres. Et si l’Ukraine ou le Moyen-Orient venaient à s’embraser davantage, la volatilité pourrait exploser. Le marché du carbone, lui, alourdit la facture avec un CO₂ reparti au-dessus de 77 €/t. À moyen terme, les annonces de l’AIE sur l’arrivée massive de nouvelles capacités de GNL (États-Unis, Qatar, Canada) entre 2026 et 2030 laissent entrevoir une détente structurelle. Mais pour l’hiver qui s’ouvre, l’heure reste à la vigilance et à la sécurisation des approvisionnements.
À la une
Le « stop » aux grands chantiers gaziers en Europe
L’Europe souffle. Après deux ans de frayeurs énergétiques, Bruxelles annonce que le continent dispose désormais d’assez d’infrastructures gazières pour couvrir ses besoins jusqu’en 2050.
Autrement dit, plus besoin de grands projets de gazoducs ou de terminaux GNL. La crise de 2022 a servi de déclencheur, entraînant une pluie d’investissements pour sécuriser les flux inversés et accroître les capacités de stockage.
Un socle encore fossile
Malgré l’ambition climatique, le gaz restera central dans le mix énergétique européen pour encore plusieurs décennies. Aujourd’hui, les fossiles pèsent deux tiers de la consommation, et les infrastructures installées pourraient être reconverties un jour pour transporter de l’hydrogène. Mais cette vision optimiste ne fait pas l’unanimité.
Le risque de surcapacité
Des experts parlent d’« excès ». L’Europe s’est équipée pour importer plus de 200 milliards de m³ de GNL par an, alors que la demande recule. D’ici 2030, les capacités de regazéification pourraient être trois fois supérieures aux besoins réels. Résultat : une partie des terminaux risque de devenir des « éléphants blancs » que les contribuables devront financer.
Le débat politique
À l’Est, certains pays, comme la Hongrie et la Slovaquie, freinent des quatre fers sur la sortie du gaz russe.
Preuve que la géopolitique reste indissociable de l’énergie : derrière les infrastructures, ce sont des choix de souveraineté et de dépendance qui se dessinent.
Les tendances gaz de la semaine par notre expert
Le reste de l’actualité énergétique mondiale
Deux méthaniers russes ont livré du GNL sanctionné en Chine, signe d’un « marché parallèle » qui se structure. Pékin limite les acteurs impliqués, mais si Washington continue de fermer les yeux, une nouvelle ère des sanctions pourrait débuter.
Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), une marée de 300 milliards de m³ de nouvelles capacités de gaz arrivera entre 2025 et 2030, venant des États-Unis, du Qatar et du Canada. Résultat : des prix européens sous forte pression, potentiellement autour de 8 $/MMBtu d’ici deux ans.
Pour les producteurs américains, l’Europe n’est plus le relais de croissance idéal : la décarbonation avance trop vite. En revanche, l’Asie, encore massivement dépendante du charbon, représente un eldorado. La Chine, en particulier, absorbe tout ce qu’elle peut.
Rome et Washington ont signé un accord pour sécuriser les flux de GNL américain. Trois piliers : garantir un approvisionnement stable, investir dans les infrastructures, et renforcer la transparence des marchés mondiaux. L’Italie, désormais hub méditerranéen, double ses importations de GNL américain dès 2025.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Zoom sur l'énergie verte
Europe face à ses choix climatiques et énergétiques
Une cible climatique qui divise
À Bruxelles, les ministres de l’Environnement de l’UE se penchent sur l’objectif proposé par la Commission : réduire de 90 % les émissions d’ici 2040. Mais sans chercher d’accord. Plusieurs États préfèrent attendre le feu vert des chefs d’État avant de s’engager. L’idée d’utiliser des crédits carbone internationaux (jusqu’à 3 % des émissions de 1990) reste sur la table, mais le Parlement européen est loin de faire bloc. Le rapporteur Ondrej Knotek, figure du groupe Patriots for Europe, plaide même pour un rejet pur et simple. Selon lui, fixer une cible trop tôt risque d’alourdir la facture énergétique des ménages et des entreprises. Le timing est pourtant serré : Bruxelles espère un accord avant la COP30 de novembre 2025 au Brésil.
CBAM simplifié pour les PME
Bonne nouvelle côté régulation : le Parlement européen a validé un assouplissement du mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (CBAM). Concrètement, 90 % des importateurs, souvent des PME, seront exemptés car leurs volumes sont jugés trop faibles pour peser sur les émissions globales. Les grands importateurs, eux, devront acheter des certificats dès 2027. L’objectif reste clair : éviter que l’industrie européenne ne soit concurrencée par des produits importés à bas coût carbone.
L’Italie brouille les cartes du solaire
Rome a surpris le secteur en bannissant des enchères « Fer X » tout équipement d’origine chinoise, même fabriqué hors de Chine. Résultat : développeurs et investisseurs se retrouvent dans l’incertitude, explorant en urgence d’autres filières (Corée, Inde, Turquie, ou encore l’usine italienne 3SUN d’Enel).Le premier appel d’offres, ouvert à 8 GW, attire déjà une forte concurrence et devrait se solder autour de 65 €/MWh. Le deuxième, limité à 1,6 GW et excluant toute technologie chinoise, pourrait grimper jusqu’à 90 €/MWh. Autrement dit : un pari risqué et des coûts potentiellement explosifs.
Rome à la traîne dans ses renouvelables
Malgré son soleil généreux, l’Italie n’installe pas assez vite. En 2025, seules 5 GW de nouvelles capacités devraient voir le jour, bien en deçà des 9 GW annuels nécessaires pour respecter les objectifs 2030. Retards administratifs, enchères différées et règles changeantes freinent la dynamique. Le gouvernement promet des réformes pour accélérer, mais le temps presse.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
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