Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 26 septembre 2025.
Marché de l'électricité
Un marché français sous le double signe de la prudence et de l'attente
Semaine dernière, le marché de l’électricité en France joue la carte de la retenue. Les prix à terme restent globalement orientés à la baisse, reflétant une demande toujours atone, dans la lignée d’un contexte industriel morose et d’une météo encore clémente pour la saison. En parallèle, le redémarrage anticipé de certains réacteurs nucléaires – à l’image de Dampierre 1, retiré de la liste des sites à risque de corrosion – apporte un petit vent d’optimisme, réduisant les craintes de tension hivernale sur le réseau.
Mais derrière cette accalmie se cache une réalité plus complexe : la baisse concomitante du gaz et du CO₂ contribue à maintenir les prix spot sous pression, tandis qu’un rapport d’Ember alerte sur la vulnérabilité des interconnexions européennes. En clair, la stabilité actuelle pourrait n’être qu’un répit. Le moindre aléa météo ou incident sur le parc nucléaire pourrait raviver la volatilité, surtout à l’approche des pics de consommation hivernaux.
À la une
EDF face à l'épreuve des prix
La Cour des comptes a tiré la sonnette d’alarme : l’avenir d’EDF dépend désormais du marché.
Une dette colossale
L’électricien public, qui prévoit 460 milliards d’euros d’investissements d’ici 2040 – dont jusqu’à 115 milliards pour 14 nouveaux réacteurs EPR2 – joue sa survie financière sur l’évolution des prix de l’électricité. Selon la présidente de la chambre énergie et environnement, si les prix de gros stagnent autour de 50 €/MWh, la dette d’EDF pourrait s’envoler à 250 milliards d’euros d’ici 2040.
La fin de l’ARENH
Fin 2024, l’endettement atteignait déjà 53 milliards d’euros. Or, avec la fin du mécanisme régulé Arenh fin 2025, EDF devra vendre sa production nucléaire au prix du marché ou via des contrats long terme. Une situation qui accroît sa dépendance à des prix encore volatils – actuellement entre 57 et 66 €/MWh pour 2026-2029.
Course contre la montre
À ces défis financiers s’ajoutent des incertitudes industrielles : disponibilité du parc actuel, prolongement de sa durée de vie, et capacité à sceller des accords avec les gros consommateurs. L’État promet un prêt bonifié couvrant la moitié des coûts du nouveau nucléaire, mais la Cour des comptes prévient : cela ne suffira pas.
Les tendances électricité de la semaine par notre expert
Nucléaire en Europe
L’Europe centrale et du Sud-Est veut doubler sa capacité nucléaire d’ici 2040, mais retards chroniques, financements incertains et règles strictes d’aides d’État menacent ce calendrier. Des projets en Hongrie, Pologne ou Tchéquie sont déjà freinés par Bruxelles.
Demande en hausse
L’industrie européenne devrait voir sa consommation grimper de 36 % d’ici 2030, stimulée par la décarbonation et l’explosion des centres de données, dont la demande pourrait presque quadrupler. Le nucléaire reste la première source d’électricité en Europe (24 %), mais les renouvelables gagnent du terrain.
Tensions sociales
En France, la CGT appelle à une nouvelle grève nationale dans l’énergie du 30 septembre au 2 octobre, dans un contexte de contestation des salaires et des hausses tarifaires.
Stockage stratégique
Enfin, l’italien Eni vise 10 % du marché européen des batteries d’ici 2030 via une coentreprise, un jalon clé pour sécuriser l’intégration massive du solaire et de l’éolien. Entre ambitions nucléaires, boom de la demande et batailles sociales, l’Europe de l’énergie entre dans une décennie électrique où chaque mégawatt comptera.
– Helder FARIA RUBIO,
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Marché du gaz
Une sérénité fragile face aux premiers frimas
Côté gaz, la situation reste étonnamment calme, avec un TTF évoluant autour de 32 €/MWh. Les stocks européens, proches de 82 %, offrent un matelas de sécurité appréciable, renforcé par la fin de la maintenance norvégienne et des flux GNL soutenus. Pourtant, l’équilibre repose sur des fondations fragiles. Les prévisions de températures inférieures aux normales saisonnières en Allemagne, couplées à l’incertitude autour des importations russes, rappellent que l’hiver européen peut rapidement rebattre les cartes.
Pour l’instant, la combinaison d’une offre solide et d’une demande industrielle faible permet de contenir les tensions. Mais le marché reste hypersensible : un épisode de froid marqué ou une perturbation logistique suffirait à propulser les prix bien au-delà de leur confortable plateau actuel.
À la une
Ukraine : un pari stratégique pour passer l’hiver
L’Ukraine vient de franchir une étape décisive pour sécuriser son approvisionnement énergétique avant la saison de chauffe.
Les importations de gaz
Sergii Koretskyi, PDG de Naftogaz, a annoncé que 95 % des 4,6 milliards de m³ de gaz nécessaires à l’hiver sont déjà contractés, avec un objectif annuel de 5,8 milliards, un record depuis cinq ans.
La course contre la montre est vitale : les frappes russes ont déjà amputé 42 % de la production nationale au début de l’année, rendant les importations cruciales.
Des prêts à hauteur de 800M€
Pour remplir ses stocks – visés à 13,2 milliards de m³ d’ici novembre – Naftogaz mobilise à la fois ses propres fonds (852 M€) et le soutien des institutions internationales, dont l’EBRD (500 M€) et l’EIB (300 M€).
Ces prêts, remboursables après la saison, constituent une bouée de sauvetage face à un ennemi qui cible directement les infrastructures.
Une nouvelle cible pour la Russie
En renforçant ses réserves, Kyiv cherche autant à maintenir le chauffage de millions d’habitants qu’à envoyer un signal politique : l’hiver ne sera pas une arme pour Moscou.
Mais le défi reste immense, car les installations demeurent vulnérables. Si l’Ukraine parvient à passer cette saison sans rupture majeure, ce sera un succès autant énergétique que géopolitique.
Les tendances gaz de la semaine par notre expert
Royaume-Uni : Statu quo sous tension
Londres dément tout revirement sur l’interdiction de nouveaux forages en mer du Nord. Malgré la grogne des syndicats, le gouvernement veut tenir son cap, tout en consultant sur la résilience du système gazier.
France : Engie mise sur la longévité
Engie investit pour prolonger de 20 ans le terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne, clé pour l’indépendance énergétique française. Le site, déjà utilisé à 82 %, restera un pilier jusqu’en 2045, tandis que Fos Tonkin sera converti en terminal d’ammoniac d’ici 2029.
Italie : bras de fer tarifaire
Rome envisage de réduire l’écart entre son hub PSV et le TTF néerlandais en subventionnant l’entrée du gaz. Les industriels européens alertent : cette mesure pourrait fragmenter le marché intérieur, fausser la concurrence et menacer la sécurité d’approvisionnement.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Zoom sur l'énergie verte
Énergies sous tension : la transition européenne à l’épreuve
Paris dément le spectre d’un moratoire
Le Premier ministre Sébastien Lecornu a fermement rejeté l’idée d’un moratoire sur les énergies renouvelables (ENR), démentant des rumeurs d’un gel du solaire et de l’éolien terrestre. Malgré deux ans de retard dans la loi énergie-climat et la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), l’exécutif réaffirme que la décarbonation reste une priorité stratégique. Les industriels saluent cette clarification, rappelant qu’un moratoire aurait été un coup d’arrêt économique. Mais la facture s’alourdit : la Commission de régulation de l’énergie anticipe un coût du soutien aux ENR de 6,2 milliards d’euros en 2024, en hausse de 43 %.
L’éolien offshore français en eaux troubles
Le retrait annoncé de l’allemand RWE du méga-projet éolien au large de la Normandie fragilise un chantier estimé à 4,5 milliards d’euros. TotalEnergies promet de tenir la barre, mais ce départ illustre les incertitudes qui pèsent sur la filière. Avec seulement 1,5 GW en service contre un objectif de 18 GW d’ici 2035, la France accumule les retards et les échecs d’appels d’offres. Les industriels jugent désormais impossible d’atteindre la cible, pointant un climat politique instable, des contraintes techniques (éloignement des côtes) et des prix de l’électricité trop bas pour sécuriser les investissements.
L’Europe du climat face à ses contradictions
À Bruxelles, la Banque européenne de l’hydrogène peine à décoller : trop peu de quotas de consommation et des enchères tirant les prix vers le bas freinent les décisions d’investissement. La Commission tente d’élargir le soutien aux projets bas carbone, y compris à l’hydrogène d’origine nucléaire, mais la demande reste embryonnaire.
Iberdrola ajuste ses ambitions
En Espagne, Iberdrola ralentit ses ajouts de capacités vertes domestiques à 2 GW d’ici 2028, soit moitié moins que prévu, tout en misant sur un plan mondial de 58 milliards d’euros. Près de 90 % de sa capacité prévue sera décarbonée, signe que les grands énergéticiens se repositionnent vers des modèles plus régulés, notamment dans les réseaux.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
