Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 4 juillet 2025.
Marché de l'électricité
Électricité : la chaleur s’invite dans les prix
L’Europe suffoque et son système électrique aussi. Semaine dernière, le spot français a culminé à 117,62 €/MWh avant de refluer légèrement (93,85 €/MWh mardi). Les températures dépassant de 5 à 10°C les normales saisonnières ont réduit la disponibilité nucléaire (Golfech 1 à l’arrêt pour protéger la Garonne surchauffée), tandis que l’éolien reste sinistré par l’anticyclone (9,2 GW en Allemagne contre 12,7 GW habituellement). Conséquence : un recours accru aux centrales à gaz même en pleine journée, avec des prix d’équilibrage affolants – jusqu’à 4.000 €/MWh aux Pays-Bas lundi soir – révélant un réseau proche de ses limites.
Si le soleil brille, c’est surtout sur des panneaux déjà saturés en milieu de journée, confirmant la limite structurelle du photovoltaïque sans stockage massif. L’Europe découvre ainsi qu’un mix trop dépendant des ENR variables reste vulnérable à l’été, cette « petite apocalypse énergétique » que l’on préfère souvent oublier.
À la une
Rhin sous pression : le charbon garde la tête hors de l’eau
Les niveaux d’eau sur le Rhin sont descendus sous la barre du mètre, atteignant 98 cm à Kaub contre 114 cm il y a deux semaines. Un phénomène lié à un hiver quasiment sans neige dans les Alpes et à une succession de mois anormalement secs depuis février.
Impact logistique mais pas énergétique
Cette baisse historique complique le transport fluvial, notamment pour acheminer le charbon vers l’hinterland allemand. Certains terminaux importateurs doivent stocker plus de charbon faute de pouvoir le livrer rapidement.
Les stocks totaux dans les ports ARA (Amsterdam-Rotterdam-Anvers) sont tombés à 2,77 Mt, leur plus bas niveau depuis mars 2022. Cependant, pas d’inquiétude immédiate pour les centrales allemandes : les opérateurs avaient anticipé en augmentant les livraisons avant ces perturbations. De plus, le rail prend le relais pour alimenter les centrales de réserve.
Effet baissier sur les prix du charbon
Ce blocage logistique tend paradoxalement à peser sur les prix du charbon. Les surcharges appliquées par les opérateurs fluviaux, pour compenser leurs pertes de volume, refroidissent la demande spot. L’API2, référence européenne, reculait d’ailleurs légèrement à 107,75 $/t en début de semaine.
Vers un été encore plus sec
Selon l’Institut fédéral allemand d’hydrologie, la situation devrait empirer en juillet. Si le Rhin continue à s’assécher, il pourrait devenir le nouveau facteur de vulnérabilité logistique et industrielle en Europe cet été.
Les tendances électricité de la semaine par notre expert
Nucléaire : feu vert français, turbulences italiennes
L’Autorité de sûreté nucléaire (ASNR) a validé la poursuite de fonctionnement des 20 réacteurs EDF de 1,3 GW jusqu’à 50 ans, malgré leur conception initiale pour 40 ans. EDF devra toutefois respecter des exigences renforcées, avec un examen réacteur par réacteur et publication annuelle des progrès. Cette décision s’inscrit dans la lignée de l’extension à 50 ans des réacteurs de 900 MW autorisée en 2021.
EDF a prolongé l’arrêt de l’EPR de Flamanville (1,6 GW) jusqu’au 13 août pour intervenir sur des soupapes du circuit primaire, après une fuite constatée par l’ASNR. Initialement arrêté mi-juin pour essais, l’EPR vise toujours sa pleine puissance avant la fin de l’été, malgré un historique de pannes récurrentes.
EDF prévoit de signer plus d’une dizaine de contrats d’approvisionnement nucléaire (CAPN) avec des industriels d’ici fin 2025, dont six ou sept dès cet été. Ces contrats de 10 à 15 ans devraient couvrir environ 50 % des besoins des clients concernés, dans un contexte de forte volatilité des prix (+100 EUR/MWh possibles en cas de tensions, selon EDF).
Enfin, en Italie, le régulateur Arera suspecte des producteurs d’avoir retenu volontairement des capacités pour faire grimper les prix. Cette stratégie aurait renchéri les prix day-ahead de 17-22 EUR/MWh en 2023 et jusqu’à 24 EUR/MWh en 2024. Une enquête approfondie est en cours.
– Helder FARIA RUBIO,
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Marché du gaz
Gaz : la demande d’injection relance la hausse
Le marché gazier européen a retrouvé des couleurs, le TTF clôturant à 33,64 €/MWh. Les causes sont claires : une demande d’injection vigoureuse pour compenser des stocks historiquement bas (59 % contre 77,7 % l’an dernier) et un été plus chaud que la normale qui stimule la consommation thermique. Pourtant, l’Europe a importé 40 % de GNL de plus qu’en 2024 au premier semestre. La baisse continue des flux russes (maintenance de TurkStream, fin du transit ukrainien) laisse entrevoir une équation hivernale déjà tendue.
EDF elle-même le rappelle : la hausse peut être fulgurante si la météo ou la géopolitique s’en mêlent. Et pour l’instant, la paix au Moyen-Orient reste fragile tandis que l’Asie reprend des volumes de GNL qatari, réduisant la flexibilité européenne. Une canicule persistante couplée à un incident d’approvisionnement ferait vite exploser les prix.
À la une
LNG : l’Europe se met en pause, l’Asie rafle la mise
En juin, les importations européennes de GNL ont chuté à leur plus bas niveau depuis six mois, à 0,31 million de tonnes/jour. Confiants d’atteindre leurs objectifs de stockage avant l’hiver et face à une demande asiatique accrue, les importateurs européens lèvent le pied.
Les livraisons américaines ont reculé de 1,4 % tandis que celles du Qatar ont plongé de 27 %, compensées par un rebond algérien (+25 %) et russe (+8,7 %).
Les prix dictent la géographie
La baisse des prix TTF européens (-22 % en juin) contraste avec la résistance relative du JKM asiatique (-9 %).
Résultat : les exportateurs redirigent leurs cargaisons vers l’Asie, où la canicule dope la demande d’électricité, majoritairement issue de centrales à gaz.
Effet cessez-le-feu et stockage
Depuis le cessez-le-feu au Moyen-Orient, la détente sur le marché s’accélère. L’Europe bénéficie en parallèle d’objectifs de stockage assouplis, désormais fixés entre 1er octobre et 1er décembre à 90 % de remplissage, contre la date butoir du 1er novembre auparavant.
Les stocks sont déjà à 59,2 % contre 48,9 % un mois plus tôt, mais restent en retard de 18,5 points sur un an.
L’Asie garde l’avantage
Avec un été brûlant, l’Asie attire davantage de GNL, ses importations atteignant 20,9 millions de tonnes en juin. Pour l’Europe, l’équation reste claire : remplir au maximum avant l’hiver, tout en acceptant de payer le prix fort si l’Asie continue à préempter le marché mondial.
Les tendances gaz de la semaine par notre expert
Chaleur, gaz et fragilités énergétiques
L’Allemagne se prépare à une deuxième vague de chaleur encore plus intense mi-juillet, avec des températures dépassant de 9,6°C la normale et un pic prévu à 28,4°C le 17 juillet. Si la production solaire devrait atteindre jusqu’à 50 GW, la production éolienne chutera sous les moyennes saisonnières dès la deuxième semaine. L’impact immédiat sur le marché reste modéré, le contrat front-week reculant légèrement à 76,35 €/MWh.
Au Royaume-Uni, la vague de chaleur a révélé la vulnérabilité du système électrique. Les centrales à cycle combiné gaz ont perdu jusqu’à 20% de rendement, obligeant le gestionnaire de réseau Neso à réduire la production pour maintenir l’équilibre et acheter massivement de l’électricité via les interconnexions. La situation reste tendue : l’absence de diversification (nucléaire en retard, charbon arrêté) expose la grille lors des extrêmes climatiques.
En Espagne, la dépendance au gaz persistera au moins jusqu’en 2026. Après le blackout d’avril, la « safe mode operation » nécessite un renfort thermique coûteux : le prix des services système pourrait atteindre 14-15 €/MWh cette année, contre seulement 1 €/MWh en 2019. Tant que les renouvelables n’assureront pas un contrôle dynamique de tension, le gaz restera le stabilisateur incontournable du réseau espagnol.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Zoom sur l'énergie verte
PPA, prix négatifs et climat : l’Europe sur le fil
La BEI muscle les garanties pour sécuriser l’électricité décarbonée
La Banque européenne d’investissement (BEI) a confirmé son programme pilote de 500 millions d’euros visant à garantir les contrats d’achat direct d’électricité (PPA) pour les entreprises. L’objectif est double : offrir aux industriels électro-intensifs des prix stables à long terme, tout en stimulant l’investissement dans les énergies renouvelables. En fournissant des contre-garanties, la BEI veut réduire le risque de défaut de crédit, principal frein à ces contrats de 5 à 15 ans.
Les parcs solaires néerlandais étranglés par les prix négatifs
Les exploitants de fermes solaires affrontent un effondrement de leurs revenus : les prix négatifs de l’électricité ont bondi de 70 % en un an, et les parts des prix capturés sur le marché s’effondrent à 55,8 %, contre 76,5 % l’an dernier. Les subventions, elles, ne couvrent pas les heures de prix négatifs supérieures à six heures consécutives (voire une heure pour les nouvelles installations), aggravant la pression financière. Engie prévoit 600 à 750 heures de prix négatifs cette année, forçant de nombreux producteurs à réduire leur production. Résultat : un modèle économique de plus en plus fragile, malgré l’essor des capacités renouvelables.
Climat : la CE accusée d’ouvrir des « loopholes »
La Commission européenne propose d’autoriser des crédits carbone internationaux pour couvrir jusqu’à 3 % des émissions nettes de l’UE (base 1990) à partir de 2036. Objectif : atteindre son futur objectif climat 2040, tout en promouvant les technologies d’élimination du carbone. Mais cette flexibilité est dénoncée comme un « loophole » par l’EEB et Climate Analytics, qui y voient un risque de dilution des efforts domestiques.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
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