Les prix du gaz en Europe sont en hausse dans un contexte de regain de tensions entre les États-Unis et l'Iran et des faibles niveaux de stockage.

Les forces américaines ont bombardé le sud et l'ouest de l'Iran après que le président Donald Trump a déclaré que Téhéran paierait cher la mort de soldats américains. En représailles, l'Iran a ciblé mardi des sites américains au Bahreïn, au Koweït et en Jordanie, tandis qu'un pétrolier a été touché dans le détroit d'Ormuz.

Ces échanges interviennent au lendemain de l'annonce par les Houthis du Yémen, alliés de l'Iran, de l'imposition d'un blocus naval à l'Arabie saoudite. Cette décision ouvre un nouveau front potentiel dans le conflit et accroît la menace sur l'approvisionnement énergétique mondial et le commerce au-delà du Golfe.

Lors d'un sommet de la Cédéao à Freetown, son président Julius Maada Bio a annoncé, dimanche, la signature de l'accord relatif au gazoduc Afrique de l'Ouest-Maroc (NMGP). Le projet est présenté par l'Office national des hydrocarbures et des mines du Maroc et la Nigerian National Petroleum Corporation comme un axe destiné à desservir les marchés régionaux, les États du Sahel, le Maroc et l'Europe. Le tracé mentionné dans la dépêche porte sur environ 6 000 km et 13 pays africains traversés ou raccordés le long de la côte atlantique. Les coûts du projet sont estimés à 23 milliards d'euros.

Le décret actant la nouvelle stratégie nationale de la France pour atteindre la neutralité carbone en 2050 et ainsi lutter contre le réchauffement climatique est paru ce samedi au Journal officiel. Cette troisième « stratégie nationale bas carbone » (SNBC-3) vise à réduire les émissions de gaz à effet de serre issues des activités humaines, à l’origine des dérèglements climatiques tels que les récentes canicules. L’objectif est l’arrêt du charbon à l’horizon 2030, la fin du pétrole d’ici à 2045 et la disparition du gaz fossile en 2050.

Le rythme de reconstitution des stocks avant l'hiver, a été fortement freiné cette année, par la concurrence entre les acheteurs européens et asiatiques pour les volumes de GNL pendant le conflit au Moyen-Orient, à quoi s’ajoutent la canicule extrême de juin et juillet.

Actuellement les capacités de stockage sont remplies à 54 %, soit environ 14 points de pourcentage de moins qu’à la même période l'an dernier, selon les données de Gas Infrastructure Europe.

Côté power, les forwards européens montent dans le sillage du gaz. Ce mercredi, le French Cal 2027 grimpe à 69 €/MWh, son plus haut depuis mi-juin 2025. Le mouvement reflète la hausse du TTF, qui renchérit les coûts de génération thermique.

Sur le spot, les prix remontent également. Le spot français progresse principalement sous l’effet des contraintes nucléaires liées à la chaleur et aux faibles niveaux d’eau.

Au 17 juillet, l'humidité des sols en France affichait un niveau extrêmement bas, sans précédent pour un début d'été, signe d'une sécheresse extrême, a déclaré Météo-France. Le niveau du Rhin en Allemagne a légèrement remonté après des pluies dans le sud du pays, a indiqué lundi l'agence nationale de navigation intérieure, mais le transport fluvial reste entravé par le manque de profondeur et une nouvelle baisse du niveau du fleuve est prévue plus tard cette semaine.

Les nouvelles vagues de chaleur continuent de peser sur le système électrique français, principalement via les contraintes de refroidissement des réacteurs nucléaires utilisant l’eau des rivières. Ces restrictions peuvent être significatives en capacité instantanée, comme observé le 14 juillet avec un record de 9,4 GW de production nucléaire réduite, soit environ 15% du parc installé. En cumulé, l’impact reste toutefois limité en volume : les pertes liées aux épisodes de chaleur atteignent environ 2,2 TWh depuis le début de l’année, soit près de 1% de la production du premier semestre.

RTE considère donc ces pertes comme un facteur de second ordre à l’échelle annuelle, même si elles peuvent devenir très importantes pour la formation des prix sur certaines heures tendues.

L’impact prix est surtout visible sur le prompt et les heures de tension. Lorsque les curtailments nucléaires coïncident avec une demande de climatisation élevée, une faible production éolienne ou des prix gaz élevés, le marché doit davantage s’appuyer sur des moyens thermiques ou sur les imports, ce qui soutient les prix spot.

À l’inverse, en milieu de journée, l’abondance de production bas carbone, notamment solaire, continue de créer des excédents d’offre et donc des épisodes fréquents de prix négatifs. Au premier semestre, les prix spot français sont passés sous zéro pendant environ 407 heures, soit près de 10% du temps.

Le marché français est donc de plus en plus marqué par une bifurcation intraday : des prix très faibles, voire négatifs, pendant les heures de forte production solaire, mais des prix plus soutenus sur les heures résiduelles, notamment en soirée ou lorsque la disponibilité nucléaire est réduite. Cette dynamique accroît la valeur de la flexibilité : modulation nucléaire, écrêtement renouvelable, effacement, stockage et pilotage de la demande deviennent de plus en plus centraux pour équilibrer le système.

Malgré ces contraintes, RTE reste confiant sur la sécurité d’approvisionnement et sur la capacité de la France à rester exportatrice nette jusqu’à l’automne.

Le pays a d’ailleurs atteint un record de 51 TWh d’exports nets au premier semestre, valorisés à environ 3 Md€, avec un prix spot moyen de 61,2 €/MWh. Cette performance reflète l’abondance de production nucléaire, éolienne et solaire, avec une production totale en hausse de 4,6% sur le semestre.

Pour les prix forwards, le message est plus nuancé. Les pertes de production liées à la chaleur ne justifient pas à elles seules un pricing fort du marché français, car les volumes restent limités à l’échelle annuelle et RTE anticipe encore une disponibilité nucléaire moyenne d’environ 45 GW jusqu’à fin août en conditions météo normales.

En revanche, la répétition des épisodes de chaleur et de sécheresse peut maintenir une prime de risque météo sur les contrats proches, en particulier sur les produits été, Q3 et front-year, car le marché price davantage le risque d’heures tendues que le volume moyen perdu.

Sources : Montel, Refinitiv, EEX, RTE

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