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 31 juillet 2026.

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

Le CAL-27 dégonfle, le spot s’envole

La semaine écoulée a offert un contraste saisissant sur le marché électrique français : pendant que les prix à terme retombaient, le marché spot s’embrasait sous l’effet de nouvelles indisponibilités nucléaires.

Le CAL-27 a rendu l’essentiel de son sursaut de la semaine précédente, clôturant à 64,73 €/MWh après avoir culminé à 70,56 €/MWh le 24/07, soit un retour quasi complet au niveau d’avant-choc (64,88 €/MWh). Ce repli confirme que la flambée liée aux indisponibilités nucléaires restait un accident conjoncturel, sans changement de fond dans les fondamentaux du marché. Le spot, en revanche, s’est nettement tendu : les réductions de capacité nucléaire ont atteint 6,6 GW vendredi (10,5% du parc), avec Golfech 2 et Chooz 2 à l’arrêt jusqu’à mi-août et l’arrêt annoncé de Chooz 1 pour environ deux semaines.

Conséquence directe, le contrat spot s’est échangé à 120,50 €/MWh (+6,35 €), son plus haut niveau depuis février 2025, une tension amplifiée par des exportations record (13,5 GW attendus, +12,5% sur un an). EDF évoque un système « sous suivi attentif » mais résilient. Avec de nouveaux arrêts programmés jusqu’à mi-août, le risque d’un nouveau sursaut sur le CAL-27 reste ouvert tant que la canicule persiste.

Électricité française : le nucléaire toujours sous la pression de la chaleur

La semaine écoulée a confirmé le contraste déjà observé entre prix spot et prix à terme sur le marché électrique français : pendant que le marché spot reste sous tension à cause des indisponibilités nucléaires, les échéances plus lointaines commencent à être questionnées quant à la prime de risque climatique qu’elles intègrent.

Un écart de prix jugé “inhabituel” entre août et septembre

Le contrat d’électricité français d’août s’échange désormais plus cher que celui de septembre (92 €/MWh contre 91,30 €/MWh), alors que la logique voudrait l’inverse : le risque de coupures nucléaires liées à la chaleur est jugé bien plus limité en septembre, la France n’ayant connu aucune vague de chaleur ce mois-là depuis 80 ans. Cet écart de prix reflète donc surtout la prime de risque immédiate liée à la canicule en cours, plutôt qu’un vrai risque structurel sur septembre.

Les coupes nucléaires grimpent à 11%

EDF a annoncé des réductions de capacité nucléaire atteignant 6,8 GW (10,8% du parc), une quatrième canicule en trois mois faisant grimper les températures jusqu’à 42°C localement. St Alban, Tricastin 4, Chooz 1 et 2, et Golfech 2 sont concernés, ce dernier arrêt étant prolongé jusqu’au 7 août.

Une légère accalmie, mais la vigilance reste de mise

Après un pic à 6,8 GW mercredi, les coupes nucléaires étaient retombées à 3,9 GW jeudi (6,2% du parc), avant de remonter à 4,6 GW vendredi (7,3%). RTE a par ailleurs exigé le maintien en fonctionnement d’au moins trois réacteurs sur quatre à Blayais pour des raisons de contraintes réseau, tandis que les arrêts de Golfech 2 et Chooz 2 ont encore été prolongés.

Faits marquants électricité – semaine du 27 au 31 juillet 2026

Espagne : un PPA prolongé jusqu’en 2036

Statkraft et Fortia ont prolongé de quatre ans, jusqu’en 2036, leur contrat d’achat d’électricité renouvelable avec le cimentier espagnol Portland Valderrivas. L’accord, en vigueur depuis 2022, porte sur 50 GWh par an, soit près de 10% de la consommation électrique du groupe en Espagne.

Royaume-Uni : la fiabilité du réseau en question

Un rapport confidentiel de Cornwall Insight, commandé par le gestionnaire de réseau Neso et révélé par le Times, alerte sur un risque accru de pannes liées à la transition énergétique. La croissance rapide des renouvelables réduirait la visibilité de Neso sur le système, fragilisant les prévisions et augmentant le recours à des mesures d’équilibrage coûteuses, un constat qui fait écho aux manquements de sécurité identifiés lors de la vague de chaleur du 23 juin.

Italie : Axpo verrouille un péage batterie de 10 ans

Axpo a signé un accord de péage physique de 10 ans avec le développeur espagnol Zelestra pour un système de stockage de 207 MW/830 MWh dans le Frioul-Vénétie Julienne, mise en service prévue en 2028. Dans ce type d’accord, Axpo exploite et optimise la batterie sur les marchés en échange d’un paiement fixe à Zelestra, qui reste propriétaire et bénéficie ainsi d’une visibilité garantie sur ses revenus. Ce contrat porte le portefeuille de stockage autorisé de Zelestra en Italie à 970 MW, faisant du développeur le deuxième acteur du pays sur ce segment.

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Prix du gaz | Cours du gaz en France

Gaz : le CAL-27 retombe, le spot reste sous tension

Le marché du gaz a de nouveau montré un net contraste entre échéances à terme et prix spot cette semaine, sur fond de tensions persistantes au Moyen-Orient et d’inquiétudes croissantes sur le remplissage des stocks européens avant l’hiver.

Après avoir franchi les 44 €/MWh la semaine précédente, le CAL-27 s’est replié tout au long de la semaine pour terminer autour de 41 €/MWh, le reste de la courbe restant globalement stable (CAL-28 proche de ses niveaux précédents, CAL-29 et CAL-30 quasiment à plat). Le TTF spot progresse pourtant à 59,60 €/MWh (+1,28 €), porté par les craintes sur le réapprovisionnement des stocks européens, l’UE devant aborder la saison de chauffe avec des réserves au plus bas depuis cinq ans, nettement sous l’objectif des 90%. La guerre entre les États-Unis et l’Iran continue par ailleurs d’alimenter la volatilité, ayant bloqué environ 20% de l’approvisionnement mondial en GNL.

Ce repli du CAL-27 après son pic reproduit un schéma déjà observé depuis le début de la crise : escalade, pic, cessez-le-feu, puis déflation partielle. Tant qu’un accord de paix durable ne se dessine pas, les prix devraient continuer d’évoluer dans une fourchette étroite, avec en toile de fond la question du remplissage des stocks qui pourrait redevenir le facteur dominant à l’approche de l’automne.

Gaz : entre tensions sur les stocks et paradoxe égyptien

Le marché du gaz est resté volatil cette semaine, tiraillé entre l’inquiétude persistante sur le remplissage des stocks européens avant l’hiver et une attaque en Égypte aux effets potentiellement contradictoires sur les prix.

Le spot sous pression, les stocks au plus bas depuis cinq ans

Le TTF spot s’échangeait à 59,60 €/MWh (+1,28 €), porté par les craintes sur le réapprovisionnement des stocks européens : l’UE devrait aborder l’hiver avec des réserves à environ 75% de leur capacité, en dessous de l’objectif des 90%, un niveau au plus bas depuis cinq ans. Les stocks s’établissaient à 56,4% de leur capacité.

Un schéma déjà connu depuis le début de la crise

La guerre entre les États-Unis et l’Iran continue d’alimenter la volatilité, ayant bloqué environ 20% de l’approvisionnement mondial en GNL. Ce cinquième épisode du même cycle – escalade, pic, cessez-le-feu, puis déflation partielle – laisse présager des prix évoluant dans une fourchette étroite tant qu’un accord de paix durable ne se dessine pas.

Le paradoxe égyptien

Une attaque de drone contre deux méthaniers dans le port de Damiette pourrait, paradoxalement, soulager le marché européen : la perte de capacité de regazéification égyptienne réduirait la demande locale de GNL, libérant des cargaisons vers l’Europe. Mais l’effet reste incertain, la menace de nouvelles attaques régionales pouvant à l’inverse raviver la prime de risque.

Faits marquants gaz – semaine du 27 au 31 juillet 2026

UE : les renouvelables comme rempart contre la dépendance gazière

Selon l’IEEFA, atteindre les objectifs 2030 en renouvelables et pompes à chaleur permettrait de réduire la demande de gaz de l’UE d’environ 25%, soit le double des importations de GNL qatari attendues à cette date. Ces technologies avaient déjà permis une baisse de 20% de la demande gazière entre 2021 et 2024, un rythme que l’UE veut désormais accélérer pour limiter sa dépendance aux importations volatiles, alors que les flux qataris restent perturbés par le conflit au Moyen-Orient.

Italie : un plafonnement du gaz qui divise les négociants

Le mécanisme de plafonnement des prix du gaz proposé par l’Italie, inspiré du modèle ibérique, inquiète Energy Traders Europe (ETE). L’association pointe un risque de distorsion des flux transfrontaliers et de la formation des prix chez les voisins, ainsi qu’un fondement juridique fragile, la mesure allant au-delà du mandat initial limité aux remboursements SEQE-UE. Les bénéfices pour les consommateurs restent également incertains, ICIS n’anticipant qu’une baisse « modeste » des prix de l’électricité.

Portugal : Galp accélère sur le GNL américain et africain

Les volumes d’échanges de gaz de Galp ont bondi de 24% sur un an, à 38 TWh au premier semestre, portés par le GNL américain (Venture Global) et les volumes africains. Le groupe, couvert à 70% pour 2026, négocie aussi le renouvellement de contrats gaziers nord-africains arrivant bientôt à échéance.

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Actualité énergie verte & transition

Renouvelables : Le réseau et le marché à l’épreuve de la croissance

Royaume-Uni : le réseau à la peine face aux renouvelables

Les coûts liés aux contraintes du réseau électrique britannique devraient bondir de 45% pour atteindre 3,2 milliards de livres sur les 12 prochains mois, contre 2,2 milliards l’année précédente. En cause : un décalage structurel entre le rythme de déploiement des renouvelables, notamment l’éolien écossais, et celui des renforcements du réseau de transport, qui peine à acheminer cette production vers les centres de consommation.

Irlande : le prix reste roi dans le RESS 6

L’Irlande a dévoilé les règles définitives de son sixième appel d’offres pour les énergies renouvelables (RESS, Renewable Electricity Support Scheme), son programme de soutien à la production verte. Le prix continue de peser pour 85% de la notation des projets, contre 15% pour des critères non liés au prix (chaîne d’approvisionnement, hybrides, stockage), et la durée de soutien reste fixée à 16,5 ans, en deçà des 20 ans réclamés par les promoteurs.

Allemagne : les réductions record dopent l’attrait du stockage

L’Allemagne devrait connaître en 2026 un niveau record de réductions commerciales de production verte (2 TWh, +10%), un signal fort pour le stockage par batteries. À l’inverse, ces réductions ont reculé en France et en Espagne, la demande de climatisation ayant absorbé les surplus solaires lors des vagues de chaleur. Le Royaume-Uni reste largement épargné, grâce à un solaire encore modeste et une flexibilité batterie bien supérieure à ses voisins.

Roumanie : 4P Renewables mise sur le stockage

Le développeur roumain 4P Renewables prévoit de mettre en service en 2028 une batterie autonome de 70 MW/2h dans l’ouest du pays, avec permis attendus fin 2026 et financement bouclé au premier semestre 2027. Ce projet s’inscrit dans une dynamique nationale forte : un programme d’aides d’État de 150 millions d’euros pourrait quadrupler la capacité de stockage batterie du pays, appelée à passer de 616 MW à plus de 1,5 GW d’ici l’an prochain.

Portugal : les renouvelables portent EDP malgré la chute des prix

Les renouvelables ont une nouvelle fois tiré la performance d’EDP au premier semestre : sa filiale verte EDP Renewables affiche un bénéfice net en hausse de 33% (183 millions d’euros), porté par une production en croissance de 4% (22,1 TWh), malgré des prix de vente en baisse de 6%. Ces bons résultats n’ont toutefois pas suffi à faire progresser le bénéfice net global du groupe, resté stable à 753 millions d’euros, plombé par la chute de 19% des prix de l’électricité dans la péninsule Ibérique.