Les prix du TTF DA ont évolué à la hausse sur fond de tensions au Moyen-Orient.

Le président américain Donald Trump avait assuré mardi matin être proche d’un « très, très bon accord » pour mettre fin aux hostilités ouvertes le 28 février, évoquant un délai de « deux à trois jours ». Mais cet optimisme a été douché plus tard dans la journée quand il a annoncé qu’un hélicoptère américain Apache avait été abattu par l’Iran et promis une réponse appropriée.

L'Iran a annoncé ce mercredi 10 juin avoir visé des bases américaines du Golfe en représailles à des frappes de Washington contre des cibles iraniennes le long du détroit d'Ormuz, dans un nouvel embrasement régional.

L'Opep+, qui réunit l'Organisation des pays exportateurs de pétrole et ses alliés, devrait annoncer une nouvelle hausse de ses quotas dimanche à l'issue de la réunion semestrielle de ses 21 ministres de l'Energie du groupe, sans toutefois que cette augmentation se matérialise à cause de la guerre au Moyen-Orient. L'ajout, qui sera de "188.000 barils par jour" selon Jorge Leon, analyste chez Rystad Energy, concerne en réalité sept membres de l'Opep+: l'Arabie saoudite, la Russie, l'Irak, le Koweït, le Kazakhstan, l'Algérie et Oman.

Le Royaume-Uni a proposé des raccordements au réseau électrique à plus de 700 projets, a annoncé mercredi l'organisme de planification énergétique du pays, dans le cadre d'un système d'allocation réformé censé favoriser jusqu'à 40 milliards de livres d'investissements annuels dans les énergies propres. Ces attributions font suite aux récentes réformes remplaçant le système de raccordement 'premier arrivé, premier servi' qui avait engendré des goulots d'étranglement, a précisé le National Energy System Operator (NESO).

Une certaine reprise des envois de GNL est attendue cette semaine, soutenue par le retour de Montoir après une maintenance complète le week-end dernier.

Le groupe japonais Inpex a annoncé mardi son intention de demander en urgence à la Fair Work Commission (FWC) d'Australie d'ordonner la suspension des mouvements de grève réglementés sur ses installations de gaz naturel liquéfié (GNL) d'Ichthys.

Toute perturbation de l'offre résultant de grèves prolongées pourrait accentuer les tensions sur des marchés mondiaux du GNL déjà ébranlés par les pertes liées au conflit iranien et à la quasi-fermeture du détroit d'Ormuz, par lequel transite habituellement un cinquième des cargaisons mondiales de pétrole brut et de GNL. Les prix spot du GNL en Asie ont bondi de 75% depuis le début de la guerre en Iran.

Le contrat français baseload DA était en hausse de 9,71 €/MWh à 32,81 €/MWh ce lundi, contre 23,10€/MWh lundi dernier.

Entre le 1er janvier et le 27 mai, RTE a comptabilisé 306 heures de prix négatifs en 2026, contre 24 heures en 2023, avec des épisodes d’environ 5 heures et des prix très faiblement négatifs pour la moitié des occurrences.

Sur la période du 1er janvier au 27 mai 2026, le niveau moyen des épisodes négatifs a avoisiné −20 €/MWh, selon RTE (contre - 3,2 €/MWh en 2023 sur la même période). Le 1er mai 2026, le prix day ahead a toutefois chuté à − 498 €/MWh, proche du plancher réglementaire (fixé à − 500 €/MWh), un plus bas inédit. Selon Thomas Veyrenc, directeur général économie, stratégie et finances de RTE, le phénomène survient surtout au printemps, lors des ponts de mai, quand la demande est contenue et que l’éolien et le solaire produisent davantage.

L'effort européen pour reconstituer les réserves de gaz naturel est principalement dicté par les flux mondiaux de GNL et les objectifs de stockage. Cependant, une autre contrainte majeure et sous-estimée se situe plus au sud : dans les réservoirs alpins qui soutiennent le système hydroélectrique italien.

Lorsque la production hydroélectrique de l'Italie est solide, elle agit comme un stabilisateur discret pour l'équilibre gazier de l'Europe en permettant aux électriciens de la région de réduire leur consommation de gaz au moment où la production hydraulique atteint son apogée. Mais quand cette production s'affaiblit, les répercussions dépassent largement les frontières transalpines. La hausse de la consommation de gaz chez le troisième plus grand utilisateur de l'Union tend les approvisionnements dans toute la région.

Cette année, la production hydroélectrique italienne a chuté de plus d'un quart par rapport à la normale après un hiver doux et sec. Selon les données de LSEG et d'Ember, cela a déjà porté la production d'électricité à partir du gaz à son plus haut niveau en quatre ans.

De plus, en raison du faible manteau neigeux de l'hiver dernier combiné à un printemps chaud qui a accéléré la fonte des neiges, le pic de production hydroélectrique de l'Italie est probablement déjà passé. Cela signifie que tout pic de la demande nationale d'électricité à venir - comme l'usage intensif de la climatisation lors d'éventuelles vagues de chaleur - reposera presque entièrement sur les centrales au gaz naturel, qui constituent la colonne vertébrale du système électrique du pays.

Alors que les gestionnaires de stockage de gaz en Europe tendent à reconstituer les stocks durant l'été, période où la consommation régionale est habituellement au plus bas, la perspective d'une augmentation du taux de combustion de gaz en Italie sur cette même période pourrait compliquer ces efforts en réduisant l'offre disponible et en faisant grimper les prix.

Avec des niveaux de réservoirs bien en dessous des normales, l'Italie et d'autres systèmes électriques d'Europe du Sud pourraient n'avoir d'autre choix que de brûler davantage de gaz à l'avenir, alors même que le reste de l'Europe cherche à diriger plus de gaz vers ses cuves de stockage.

DE PREMIER À DERNIER ?

Ironie du sort dans la saga du stockage gazier européen, l'Italie fait actuellement figure de bon élève dans le remplissage de ses réservoirs après les forts prélèvements de l'hiver dernier. Le réseau de stockage italien est actuellement rempli à environ 61% selon LSEG, contre moins de la moitié fin avril, lorsque les réservoirs du pays étaient à leur plus bas niveau depuis des années.

En comparaison, les niveaux de stockage pour l'ensemble de l'Europe ne sont remplis qu'à environ 41%, soit de loin le niveau le plus bas depuis plusieurs années. Cela impose aux opérateurs régionaux d'accélérer le rythme s'ils veulent que les stocks soient pleins avant l'hiver.

Pourtant, la faiblesse de l'hydroélectricité italienne pourrait contraindre les électriciens à augmenter leur consommation de gaz et, par conséquent, à ralentir le rythme de remplissage des stocks dès à présent. La production hydroélectrique italienne a plafonné en moyenne à 2'472 mégawattheures par heure (MWh/h) de janvier à mai, selon les données de LSEG. Cela représente une baisse de 28% par rapport aux mêmes mois de 2025, et constitue le niveau le plus bas pour cette période depuis 2022.

Pour compenser cette faiblesse persistante, les électriciens italiens ont augmenté leur production moyenne d'électricité à partir du gaz d'environ 5,2% par rapport à 2025 sur la période janvier-mai, pour atteindre environ 11'400 MWh/h.

Plus significatif encore, le taux de production thermique au gaz en mai s'est élevé en moyenne à 7'373 MWh/h, soit 35% de plus qu'en mai 2025, mois durant lequel la production des barrages italiens était supérieure d'environ 38% à celle de cette année.

UN IMPACT PLUS LARGE

Le basculement de l'hydroélectricité vers le gaz ne se limite pas à modifier le mix énergétique des producteurs italiens. Il impacte également de manière matérielle les coûts de production du système.

Le réseau de centrales hydroélectriques du nord de l'Italie permet de générer à bas coût de grands volumes d'électricité pilotable, ce qui libère du gaz pour l'injection en stockage tout en abaissant les coûts globaux de production. Mais lorsque la production des barrages est entravée, les producteurs italiens doivent se tourner vers le gaz naturel, plus onéreux, pour combler les déficits de production, augmentant ainsi les coûts du système. Et l'impact s'étend à toute l'Europe.

Les périodes de forte production hydroélectrique permettent à l'Italie d'agir comme un contributeur net au cycle de reconstitution du gaz européen, le pays détenant près de 20% de la capacité totale de stockage de la région, selon Gas Infrastructure Europe (GIE). Mais quand la production hydraulique déçoit, la dynamique s'inverse. La consommation de gaz augmente, les injections en stockage ralentissent, et le rôle de l'Italie passe de celui de tampon à celui de contrainte.

De plus, le défi n'est plus seulement conjoncturel. La production hydroélectrique italienne devient structurellement moins fiable. Des hivers plus chauds érodent le manteau neigeux alpin, réduisant le volume d'eau disponible lors de la saison cruciale de la fonte printanière. Parallèlement, des étés plus caniculaires augmentent les taux d'évaporation et mettent à mal le niveau des réservoirs.

La pluviométrie devient également plus erratique, rendant plus difficile la capture et le stockage efficace de l'eau. Il en résulte un système qui délivre une production plus faible et plus volatile tout au long de l'année.

L'hydroélectricité, autrefois pilier fiable du mix électrique italien, est désormais une composante moins prévisible. Cette imprévisibilité est d'autant plus critique durant les mois de printemps et d'été - précisément au moment où l'Europe tente de reconstituer ses stocks de gaz.

Cela signifie que les observateurs des stocks de gaz européens doivent désormais surveiller de près le niveau des réservoirs italiens. Ces derniers suggèrent actuellement que la consommation régionale de gaz pourrait grimper juste au moment où les injections en stockage devraient atteindre leur pic de croissance annuel.

Source : Reuters

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