Prix de l’électricité et du gaz | L’Hebdo de l’Énergie by Capitole Énergie

Chaque semaine, retrouvez notre analyse sur l’évolution des marchés de gros de l’électricité, du gaz naturel et de l’énergie verte. Une lecture de 8 à 10 minutes pour comprendre ce qui se passe sur les marchés et, surtout, ce que cela signifie pour votre contrat d’énergie.

Analyse de la semaine — clôture au 24 juillet 2026.

Prix de l’électricité | Cours de l’électricité en France

CAL-27 : la barre des 70 €/MWh franchie

La semaine dernière a confirmé la tension durable qui pèse sur les prix à terme de l’électricité en France. Le CAL-27 a franchi un cap symbolique, porté par les tensions persistantes sur l’offre nucléaire.

Entre le vendredi 17/07/2026 et le vendredi 24/07/2026, le CAL-27 a bondi de 5,68 €/MWh, passant de 64,88 à 70,56 €/MWh, son plus haut niveau depuis le 02/08/2024 (70,33 €/MWh). Cette hausse s’explique en grande partie par l’impact des fortes chaleurs sur la production nucléaire d’EDF, amputée de 3,2 TWh depuis le début de l’année, un record annuel qui dépasse celui de 2020. Les réductions de puissance liées aux seuils réglementaires sur la température des cours d’eau, entamées dès le 22 juin, pèsent directement sur les perspectives de production pilotable et alimentent la prime de risque sur les échéances à terme.

Le nucléaire sous pression, le CAL-27 s’envole

La semaine écoulée a confirmé la pression haussière sur les prix à terme de l’électricité en France, sur fond de tensions persistantes autour de la disponibilité du parc nucléaire. Le CAL-27 a franchi un seuil symbolique, porté par l’accumulation des contraintes climatiques sur la production.

Un plus haut depuis 2024

Entre le vendredi 17/07/2026 et le vendredi 24/07/2026, le CAL-27 a bondi de 5,68 €/MWh, passant de 64,88 à 70,56 €/MWh, son plus haut niveau depuis le 02/08/2024 (70,33 €/MWh).

Le nucléaire à l’épreuve de la chaleur

Cette hausse s’explique en grande partie par l’impact des fortes chaleurs sur la production nucléaire d’EDF, amputée de 3,2 TWh depuis le début de l’année, un record annuel qui dépasse celui de 2020. Les réductions de puissance liées aux seuils réglementaires sur la température des cours d’eau, entamées dès le 22 juin, pèsent directement sur les perspectives de production pilotable.

Vers de nouvelles restrictions

La tension ne devrait pas retomber : EDF a prolongé jeudi de 24 heures les arrêts de ses réacteurs Golfech 2 (1,3 GW) et Chooz 2 (1,5 GW), portant les réductions liées à la chaleur à 7,2% du parc nucléaire. Le groupe a par ailleurs annoncé de possibles coupes supplémentaires sur le site de Tricastin (3,7 GW) à partir du 31 juillet, en anticipation d’une remontée des températures attendue en fin de semaine prochaine.

Faits marquants électricité – semaine du 20 au 24 juillet 2026

Allemagne : nouvelle vague de chaleur, éolien en berne

Une nouvelle vague de chaleur est attendue en Allemagne d’ici deux semaines, avec un vent faible qui limite l’éolien (8,3 GW attendus contre 11,1 GW normalement) tandis que le solaire surperforme (jusqu’à 18 GW). Les températures pourraient dépasser les normales de 3 à 10°C, ravivant la demande de climatisation et la dépendance aux imports nucléaires français, malgré un contrat semaine suivante en léger repli à 127 €/MWh sur l’EEX.

Espagne : Iberdrola pointe un conflit d’intérêts chez Red Electrica

Iberdrola estime que la panne d’avril 2025 s’explique par un problème de gouvernance : Red Electrica cumule le rôle de gestionnaire du réseau (garantir l’approvisionnement) et celui de propriétaire des infrastructures, ce qui peut favoriser les investissements les plus rentables au détriment de la sécurité du réseau. Dans d’autres pays (États-Unis, Royaume-Uni, Brésil), ces deux fonctions sont séparées.

Roumanie : Aukera accélère dans le stockage

Le développeur belge Aukera prévoit de porter la capacité de son projet de batteries de Gura Ialomitei à 250 MW/500 MWh d’ici début 2027, via une extension de 100 MW financée à hauteur de 48,5 millions d’euros par la Société financière internationale. La première phase (150 MW/300 MWh) est déjà en service depuis juin, portée par un financement de 60 millions d’euros de Kommunalkredit Austria.

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Prix du gaz | Cours du gaz en France

Gaz : la prime de risque géopolitique fait grimper le PEG

Le marché du gaz a retrouvé des couleurs cette semaine, porté par la montée des tensions géopolitiques au Moyen-Orient. Le TTF a atteint son plus haut niveau depuis le 19 mars, une hausse qui s’est également reflétée sur le marché français.

Entre le vendredi 17/07/2026 et le vendredi 24/07/2026, le PEG est passé de 41,33 à 44,85 €/MWh, soit une hausse d’environ 3,5 €/MWh. Cette progression s’explique par les récentes attaques des Houthis, soutenus par l’Iran, contre deux pétroliers saoudiens en mer Rouge, ainsi que par la menace de représailles militaires américaines contre l’Iran. Si certains opérateurs jugent que la crise pourrait s’essouffler prochainement, une nouvelle escalade, notamment une attaque contre le Qatar, pourrait raviver la prime de risque. Les niveaux de stockage européens, à 54,82 % de leur capacité, restent toutefois jugés rassurants à ce stade.

À la une :  La crise iranienne verrouille les prix à la hausse

Le marché du gaz européen est resté sous tension toute la semaine, porté par l’escalade du conflit avec l’Iran et les inquiétudes croissantes sur le remplissage des stocks avant l’hiver. Le TTF a enchaîné les plus hauts de quatre mois, tandis que les perspectives d’approvisionnement en GNL restent durablement dégradées.

Une escalade qui tire les prix vers le haut

Le contrat TTF a atteint 64,49 EUR/MWh vendredi, son plus haut niveau depuis le 19 mars, avant de clôturer à 64,35 EUR/MWh. Le NBP britannique a suivi la même dynamique, touchant 154,95 p/th, son sommet depuis le 23 mars. Cette hausse intervient après l’annonce par Donald Trump d’une possible attaque de grande envergure contre l’Iran, ainsi que les attaques des Houthis contre deux pétroliers saoudiens en mer Rouge.

Le spectre d’un hiver tendu

Au-delà du conflit, les opérateurs s’inquiètent du niveau des stocks européens, actuellement à 54,82% de leur capacité. Un taux jugé encore acceptable, mais qui devra impérativement atteindre 75% en Allemagne pour éviter une forte volatilité hivernale. Le phénomène El Niño, en apportant un hiver potentiellement plus doux en Europe et en Asie, pourrait toutefois limiter la casse.

Ormuz : des flux durablement perturbés

Selon Kpler, les exportations de GNL via le détroit d’Ormuz resteront fortement contraintes jusqu’à la fin de l’année, avec un retour progressif à la normale seulement attendu au premier trimestre 2027. L’Europe et la Chine seraient les régions les plus pénalisées par cette situation, avec des réserves européennes qui ne seraient remplies qu’à 76% au 1er novembre. Le cabinet table sur un TTF moyen autour de 56,9 €/MWh jusqu’à la fin de l’année.

Faits marquants gaz – semaine du 20 au 24 juillet 2026

Bab el-Mandeb : un blocus sans réel impact sur le GNL

Le blocus houthi du détroit de Bab el-Mandeb ne devrait pas perturber significativement l’approvisionnement européen en GNL, la plupart des méthaniers évitant déjà cette route depuis 2023 au profit du cap de Bonne-Espérance. En revanche, un risque plus sérieux pèse sur le pétrole saoudien, dont les exports transitant par oléoduc vers la mer Rouge pourraient être compromis, dans un contexte déjà tendu par la fermeture du détroit d’Ormuz.

Norvège : le bénéfice d’Equinor bondit de 40 % au 1er semestre

Equinor, compagnie énergétique norvégienne majoritairement détenue par l’État et premier producteur de pétrole et de gaz du pays, a vu son bénéfice d’exploitation ajusté atteindre 21,3 milliards de dollars au 1er semestre 2026 (contre 15,2 milliards un an plus tôt). Cette hausse s’explique par une production gazière en progression de 5 % et des prix de vente européens en hausse de 6 % (42,60 EUR/MWh), sur fond de tensions liées à la guerre en Iran.

UE : exemptions ciblées sur le GNL russe avant l’interdiction 2027

L’UE a exempté certains contrats de GNL russe pré-2022 destinés à des pays hors UE d’une interdiction devant entrer en vigueur au 1er janvier 2027, avec des volumes plafonnés aux niveaux de 2025 et un reporting renforcé. Le Japon et la Corée du Sud bénéficient d’une exemption plus large jusqu’en mars 2028, en raison des tensions au Moyen-Orient et des restrictions dans le détroit d’Ormuz. L’UE justifie ces dérogations par le risque que les navires financés par des prêteurs chinois profitent finalement davantage à la Russie qu’à l’UE en cas d’interdiction totale.

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Actualité énergie verte & transition

L’accélération se poursuit à travers l’Europe

Royaume-Uni : le plus grand parc éolien du pays va doubler sa capacité

Scottish Power Renewables prévoit de moderniser son parc éolien de Whitelee (près de Glasgow), le plus grand de Grande-Bretagne, pour porter sa capacité de 0,5 à 1 GW d’ici 2035. Les 215 turbines vieillissantes seront remplacées par environ 124 machines plus hautes, pour un projet de 1,5 milliard de livres alimentant à terme 650 000 foyers.

Bosnie : les renouvelables comblent le recul du charbon

La production hydroélectrique bosnienne a bondi de 32 % au 1er semestre 2026 (3,13 TWh), portée aussi par l’éolien (+13,5 %) et le solaire (+20 %), compensant une chute de 17 % du charbon. L’hydroélectricité devient ainsi la première source du pays (46 %), devançant le charbon, tandis que les exportations nettes progressent de 28,6 %.

Écosse : Engie met en service 100 MW de stockage par batterie

Engie a lancé deux installations de stockage (Cathkin et Broxburn) totalisant 100 MW au Royaume-Uni, s’inscrivant dans son objectif mondial de 95 GW de renouvelables et stockage d’ici 2030. Ces batteries renforceront la flexibilité du réseau britannique et participeront aux marchés de l’équilibrage, soutenant l’intégration croissante des renouvelables.

Roumanie : 138 MW de nouveaux parcs éoliens en 2027

Le développeur danois Eurowind Energy prévoit de mettre en service trois parcs éoliens roumains (Frumusita 66 MW, Vector 24 MW, Pecineaga Nord Est 48 MW) totalisant 138 MW l’année prochaine. Le pays, où les renouvelables représentent déjà la moitié du mix électrique, vise 7 GW d’éolien et 10 GW de solaire d’ici 2030.

Italie : ERG signe un PPA éolien de 7 ans avec Statkraft

ERG et Statkraft ont conclu un contrat d’achat d’électricité (PPA) de sept ans portant sur 118 GWh/an issus de parcs éoliens du sud de l’Italie, à partir de janvier 2027 (plus de 800 GWh sur la durée totale). Ce nouvel accord porte le volume d’énergie contractée par ERG à plus de 3,8 TWh/an sur les cinq dernières années.