L’actualité sur les marchés de l’énergie – 06/07/2026

Les marchés de l’énergie

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Nucléaire

Canicule et restriction de la production 

Une nouvelle vague de chaleur intense touche la France, avec des températures atteignant localement 40°C, ce qui contraint EDF à réduire la puissance de ses centrales nucléaires pour respecter les limites légales de température et de débit des cours d’eau servant à leur refroidissement. Le réacteur Blayais 1 (Gironde) a ainsi vu sa capacité amputée de 280 MW jusqu’au 14 juillet, tandis que des restrictions menacent la centrale de Chooz (Ardennes) et que la production de Bugey 3 (Rhône) a été temporairement abaissée à 180 MW.

Malgré ces coupes qui rappellent l’épisode du 27 juin où près de 13 % de la flotte d’EDF avait été mise à l’arrêt, la production nucléaire globale se maintient à un niveau solide (environ 46 GW). Elle permet de couvrir une demande nationale gonflée par la climatisation tout en maintenant de larges volumes d’exportation d’électricité vers les pays voisins

Gaz

L’Europe face au double défi logistique et climatique

Les importations européennes de gaz naturel liquéfié (GNL) ont chuté à leur plus bas niveau en 21 mois, faisant stagner les stocks de l’UE à seulement 50 % de leur capacité. Cette situation accentue les craintes de pénurie pour l’hiver, d’autant que le marché mondial bascule vers des risques climatiques majeurs, notamment l’apparition d’un puissant phénomène El Niño qui menace de saturer la demande estivale en Asie et en Europe. Parallèlement, la demande actuelle pousse les prix à court terme à la hausse, les rendant plus élevés que ceux attendus pour l’hiver prochain. De ce fait, les acheteurs n’ont pas d’intérêt économique fort à reconstituer leurs réserves dès maintenant.

Pendant ce temps, au Moyen-Orient, les flux énergétiques tentent de se stabiliser : après une semaine de paralysie totale due à des tensions militaires avec l’Iran, le Qatar et les Émirats arabes unis ont discrètement repris leurs rotations de méthaniers à travers le détroit d’Ormuz. Si cette reprise offre un signal positif pour l’offre mondiale, le trafic reste très inférieur à son rythme normal, contraint par une sécurité précaire et le recours croissant à des navigations « fantômes » (sans système de géolocalisation) pour contourner les risques opérationnels toujours élevés.

Pétrole 

L’Opep+ et la reprise du transit à Ormuz freinent les cours

Les cours mondiaux du pétrole s’affichent en légère baisse ce lundi, le Brent et le WTI oscillant respectivement autour de 71 et 68 dollars, freinés par les perspectives d’une augmentation de l’offre globale. Cette tendance s’explique d’une part par la décision de l’Opep+ de relever ses quotas de production de 188 000 barils par jour dès le mois d’août, et d’autre part par une accalmie géopolitique au Moyen-Orient.

Suite à la signature d’un protocole d’accord entre les États-Unis et l’Iran, le transit maritime dans le détroit d’Ormuz reprend progressivement après avoir été fortement perturbé par des frappes militaires. Les analystes estiment que ce retour des flux de brut, conjugué à l’existence d’oléoducs alternatifs et à la croissance de la production hors Opep+, risque de conduire rapidement à un sur-approvisionnement du marché, ce qui exclut tout redressement immédiat des prix à court terme bien que des tarifs plus bas puissent stimuler la demande sur le long terme.

Prix de clôture du 22/06/2026 : 76,97 $/bbl

Variation depuis le 03/07/2026 : -5,95 % 

Charbon

Le charbon européen sous tension logistique

En Europe, les prix du charbon subissent une volatilité accrue, tiraillés entre une hausse de la demande d’électricité et d’importantes contraintes logistiques. Portés par les vagues de chaleur estivales et la flambée des prix de l’électricité en Allemagne, les profits des centrales à charbon sont redevenus positifs, stimulant ainsi l’intérêt des fournisseurs d’énergie. Par conséquent, les livraisons de charbon thermique vers l’Union européenne devraient bondir de 12 % ce mois-ci pour atteindre un sommet en trois mois. Cependant, cette dynamique se heurte à la sécheresse persistante qui fait chuter le niveau du Rhin, notamment au point de passage critique de Kaub.

Face à des eaux trop basses, les barges sont contraintes de réduire leur cargaison de moitié et d’appliquer des surtaxes pour bas niveau d’eau. Bien que les stocks dans les ports d’Amsterdam, Rotterdam et Anvers (ARA) restent stables, ce blocage du transport fluvial crée une situation surprenante : il pousse les prix du charbon maritime à la baisse à court terme. En effet, ne pouvant pas acheminer la marchandise par le fleuve, les acheteurs reportent leurs commandes ou tentent, quand c’est possible, de saturer les réseaux de transport ferroviaire alternatifs.

Prix de clôture du 22/06/2026 : 112,32 $/t

Variation depuis le 03/07/2026 : +0,03 % 

CO2

Résilience du carbone européen

Le marché européen du carbone fait preuve de résilience, le contrat de référence Dec 26 oscillant autour du seuil psychologique des 80 €/t. Les cours sont restés quasiment inchangés malgré l’annonce par la Commission européenne d’un léger report (du 15 au 17 juillet) de sa proposition de réforme du marché des quotas (ETS), destinée à aligner le dispositif sur l’objectif de réduction de 90 % des émissions d’ici 2040.

Bien que les volumes de transactions soient limités, les prix du CO2 sont soutenus par la hausse de la demande d’électricité provoquée par les vagues de chaleur estivales, ainsi que par la réduction des enchères REPowerEU. Dans ce contexte de tensions énergétiques, les analystes anticipent une hausse à court terme vers les 82 €/t, un niveau qui pourrait inciter les traders à des prises de bénéfices stratégiques juste avant les arbitrages politiques de la mi-juillet.

Prix de clôture du 22/06/2026 : 81,57 €/t

Variation depuis le 03/07/2026 : -1,20 % 

Garanties d’origine

Stabilité des prix

Le marché européen des Garanties d’Origine (GO) affiche une tendance stable à mitigée. Les contrats de référence pour l’hydroélectricité nordique (Cal 26 et Cal 27) se maintiennent respectivement autour de 1,30 €/MWh et 1,36 €/MWh sur EEX, grâce à des prévisions de fortes précipitations à court terme en Scandinavie qui apaisent les craintes immédiates sur l’offre.

Toutefois, le marché européen demeure structurellement tendu et volatil. Les prévisions à deux semaines annoncent un possible retour de la sécheresse, tandis que le déficit hydrologique régional nordique continue de se creuser, atteignant -14,7 TWh, et que la canicule exerce une pression supplémentaire sur les réserves hydrauliques alpines.

Preuve de la solidité de la demande globale, l’électricien public bulgare NEK a vendu l’intégralité de ses GO pour janvier 2026 lors d’une enchère record à 0,30 €/MWh, doublant presque ses prix de mars dernier. Cette dynamique régionale devrait encore s’accélérer avec l’intégration technique imminente de la Bulgarie au hub centralisé de l’AIB (Association of Issuing Bodies) d’ici la fin de l’année, ce qui optimisera la liquidité des échanges transfrontaliers d’énergie verte.

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