Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 6 février 2026.
Marché de l'électricité
Électricité : entre flexibilité forcée et signaux contradictoires
Le marché européen de l’électricité traverse une phase d’équilibrisme permanent. En apparence, rien ne déborde : les prix tiennent, les infrastructures répondent, et le système absorbe les chocs. Mais sous la surface, les tensions s’accumulent. En France, la montée en puissance de la modulation nucléaire illustre parfaitement cette nouvelle réalité. Le parc nucléaire, longtemps synonyme de stabilité, devient un outil de flexibilité pour accompagner l’essor des renouvelables. Un atout stratégique, certes, mais qui a un coût économique et opérationnel. L’électricité n’est plus produite de façon linéaire : elle s’ajuste en permanence, au rythme du vent, du soleil et des arbitrages de marché.
À cela s’ajoute un signal politique encore flou sur les renouvelables. L’absence de moratoire sur le solaire et l’éolien a rassuré, mais tardivement. Les mois d’incertitude ont déjà laissé des traces, avec une contraction significative des capacités industrielles. Cette instabilité rappelle une vérité souvent oubliée : la transition énergétique ne supprime pas le risque, elle le déplace.
À la une
Électricité : baisser la facture pour électrifier l’avenir
L’Europe marche sur un paradoxe énergétique. D’un côté, elle appelle à l’électrification massive des usages pour décarboner son économie. De l’autre, elle continue de surtaxer l’électricité, souvent davantage que le gaz.
Résultat : un signal-prix brouillé, peu lisible pour les ménages comme pour les industriels, et une transition qui avance à pas comptés.
Le remède fiscal de Bruxelles
La Commission européenne propose d’actionner un levier simple et immédiat : alléger, voire supprimer, les taxes sur l’électricité.
Accise à zéro pour les ménages, quasi symbolique pour les entreprises, exonérations ciblées pour les industries électro-intensives.
L’objectif est clair : rendre l’électricité plus compétitive et accélérer les investissements bas carbone.
Déplacer plutôt que taxer
Autre idée structurante : sortir des factures électriques les charges finançant renouvelables et nucléaire, pour les basculer vers le budget général ou les énergies fossiles. Une approche plus cohérente économiquement, et surtout plus lisible.
Un cap politique, pas une obligation
Ces recommandations ne sont pas contraignantes, mais elles dessinent une trajectoire. À chacun des États de décider s’il veut faire de l’électricité un moteur… ou un frein de la transition européenne.
Tour d’horizon des autres faits marquants
France : le cap enfin fixé
Après deux ans et demi d’attente, Paris s’apprête à graver sa feuille de route énergétique jusqu’en 2035. Nucléaire relancé, renouvelables confirmées, électrification assumée : le message est celui de la réconciliation pragmatique, loin des vieux clivages idéologiques.
Demande électrique : la lente cicatrization
Selon l’AIE, la consommation européenne ne retrouvera son niveau d’avant-crise qu’en 2028. La croissance est là, mais progressive, reflet d’une industrie encore convalescente après le choc énergétique de 2022.
Réseaux sous tension, climat en embuscade
Canicules, pannes locales, montée en puissance des data centers : l’électricité devient un enjeu de résilience. Sans accélération des investissements réseaux, la souveraineté numérique et énergétique restera théorique.
Nucléaire français : l’art du réglage fin
Avec l’essor du solaire, les réacteurs français modulent de plus en plus, surtout à midi. Une évolution technique majeure, au cœur des débats sur la rentabilité et le rôle du nucléaire dans un système électrique profondément transformé.
– Helder FARIA RUBIO,
Responsable Intelligence Economique chez Capitole Energie
Marché du gaz
Gaz : la fausse accalmie d’un marché toujours sous pression
Le marché gazier européen donne parfois l’illusion de se calmer, mais cette détente reste trompeuse. Pourtant, les fondamentaux racontent une autre histoire. Les stocks européens gravitent autour de 38 à 40 %, très en dessous des moyennes historiques. L’Europe n’est pas menacée de pénurie immédiate, mais elle évolue avec une marge d’erreur dangereusement réduite. Chaque épisode de froid, chaque tension géopolitique, devient un catalyseur.
Le GNL s’impose plus que jamais comme le pilier de l’équilibre européen. Les importations atteignent des niveaux records, notamment depuis les États-Unis, plaçant l’Europe en concurrence directe avec l’Asie. Dès que les prix deviennent attractifs, la bataille pour les cargaisons flexibles s’intensifie. Dans ce jeu, les acheteurs tardifs paient souvent le prix fort.
Face à cette fragilité, les contrats long terme regagnent en crédibilité. Le Qatar apparaît comme un partenaire clé de diversification, malgré les contraintes réglementaires. Le message du marché est limpide : la baisse actuelle n’est pas un signal de confort, mais une fenêtre. Le gaz respire, mais reste sous surveillance étroite.
À la une
Le Qatar, pièce maîtresse du nouvel échiquier gazier
En annonçant son intention de presque doubler sa capacité de production de GNL après 2030, Doha envoie un signal clair : le pays ne se contente plus d’être un fournisseur majeur, il veut devenir un pilier structurel du marché mondial. Passer de 77 à 142 millions de tonnes par an, ce n’est pas un simple ajustement, c’est un changement de dimension stratégique.
L’Europe en ligne de mire… sans exclusivité
L’Europe pourrait capter une part significative de ces volumes, notamment pour remplacer le gaz russe et réduire une dépendance devenue trop visible vis-à-vis des États-Unis. Les contrats déjà sécurisés avec des terminaux clés en Belgique ou au Royaume-Uni facilitent cette trajectoire.
Mais, comme toujours sur le GNL, l’arbitre final reste l’économie : les cargaisons iront là où le signal prix est le plus attractif.
L’Asie reste la priorité naturelle
Les chiffres parlent d’eux-mêmes : l’Asie absorbe encore l’essentiel du GNL qatari. Même si l’Europe progresse, elle restera un marché complémentaire. D’autant que le Qatar privilégie les contrats longs, là où l’Europe préfère la flexibilité du spot.
Le frein réglementaire européen
Enfin, la directive européenne sur la durabilité agit comme un caillou dans la chaussure. Ambitieuse sur le plan climatique, elle complique les relations commerciales. Un assouplissement semble inévitable si l’Europe veut sécuriser ses approvisionnements sans se tirer une balle dans le pied.
Tour d’horizon des autres faits marquants, par notre expert
Le pari du gaz dans l’Est européen
En Europe centrale et du Sud-Est, la transition énergétique passe paradoxalement par le gaz. Les capacités pourraient doubler d’ici 2040, mais le chemin est semé d’embûches : coûts en hausse, turbines rares, financements incertains. Le gaz est vu comme une solution… mais une solution fragile.
L’hiver allemand, rappel brutal des réalités
Le froid persistant en Allemagne met les stocks sous pression et fait grimper les prix. Faible vent, solaire en berne : les renouvelables montrent leurs limites saisonnières, rappelant que la sécurité énergétique reste, avant tout, une affaire de pilotage et de résilience.
Sanctions contre Moscou, marché sous contrainte
La Commission européenne durcit encore le ton face à la Russie, ciblant LNG, pétrole et services maritimes. Objectif : assécher les revenus énergétiques russes, au prix d’un marché européen plus tendu.
GNL mondial : le défi des petits marchés
Enfin, la croissance massive de l’offre mondiale pose un autre défi : acheminer le GNL vers des marchés émergents fragmentés. Sans agrégation de la demande et cohérence politique, l’abondance pourrait paradoxalement devenir un problème..
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Intelligence Economique chez Capitole Energie
Zoom sur l'énergie verte
Du soleil à l’hydro : l’Europe face à son électricité
La géothermie, l’énergie qui ne dort jamais
Longtemps cantonnée à quelques territoires volcaniques, la géothermie est en train de changer de statut. Selon Ember, elle pourrait remplacer jusqu’à 42 % de l’électricité aujourd’hui produite à partir du charbon et du gaz dans l’Union européenne. Mieux : à un coût compétitif, autour de 100 €/MWh, comparable aux fossiles mais sans leur volatilité. Grâce aux progrès technologiques, forer plus profond n’est plus un obstacle insurmontable. Hongrie, Pologne, Allemagne et France disposent d’un potentiel immédiat. Dans une Europe qui cherche à décarboner sans fragiliser son industrie ni ses centres de données, la géothermie apparaît comme cette énergie discrète, stable et bas-carbone, capable d’assurer le socle du système électrique.
Hydroélectricité : la sortie par le haut à la française
Après dix ans de bras de fer avec Bruxelles, la France esquisse une solution élégante. La proposition de loi adoptée à l’Assemblée permettrait d’ouvrir partiellement le marché via des capacités “virtuelles”, sans toucher aux concessions existantes détenues par EDF. Résultat : un compromis transpartisan qui sécurise les ouvrages, relance l’investissement et ouvre la voie à plus de STEP. La capacité pourrait grimper à 28 GW. Un signal politique fort : souveraineté énergétique et règles européennes ne sont pas forcément incompatibles.
Italie : quand la rétroactivité fait fuir le capital
À Rome, l’idée de réduire rétroactivement les aides aux renouvelables inquiète profondément. En voulant récupérer 2,5 milliards d’euros par an pour alléger la facture des ménages, l’État risque de fragiliser 16 GW de capacités vertes. Pour les investisseurs, la confiance est rompue ; pour les plus petits acteurs, la faillite menace. Ironie : cette mesure pourrait in fine renchérir les prix de l’électricité, en augmentant la prime de risque exigée.
Espagne : le blackout qui sème le doute
L’ombre de la panne ibérique plane toujours. Faute d’explications claires, les industriels hésitent à investir. Les coûts explosent, la sécurité d’approvisionnement est questionnée, et le débat sur le nucléaire refait surface. Dans un système de plus en plus renouvelable, la stabilité reste une valeur cardinale.
Marchés solaires : réapprendre à acheter le soleil
Enfin, en France, industriels et RTE plaident pour des produits de marché mieux alignés sur la production solaire. Acheter entre midi et l’après-midi pourrait faire baisser la facture de 30 à 40 €/MWh. Derrière la technique, un enjeu clé : valoriser la flexibilité et adapter les règles à la nouvelle réalité électrique. Le soleil brille, encore faut-il savoir quand l’acheter.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Intelligence Economique chez Capitole Energie
