Point Marché - GazelEnergie - 12/05/2026

Point Marché

12/05/2026

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Tendances de hausse

• Gaz, l’Allemagne sous tension hivernale : L’Allemagne pourrait être confrontée à un risque de tension sur l’approvisionnement en gaz cet hiver, en raison d’une faible incitation économique à remplir les stockages. La structure actuelle des prix, avec des contrats d’été proches voire plus chers que ceux de l’hiver, limite les injections. Les stockages pourraient atteindre environ 76 % au 1er novembre, un niveau jugé insuffisant en cas d’hiver rigoureux selon les opérateurs qui évoquent un déficit potentiel de 20 TWh entre janvier et mars.

• Moyen-Orient, le doute persiste : Selon les données de suivi maritime consulté lundi, un méthanier qatari transportant 178 000 m³ de GNL semble avoir fait demi‑tour dans le détroit d’Ormuz après en avoir parcouru environ la moitié. Cet épisode intervient peu après qu’un premier méthanier qatari avait pourtant traversé le détroit sans incident ce dimanche, faisant ainsi planer un doute sur la réelle accessibilité du détroit à ce stade. Cette incertitude s’inscrit dans un contexte diplomatique tendu. Alors que des pourparlers entre les États‑Unis et l’Iran devaient se poursuivre cette semaine, le président américain Donald Trump a qualifié de « totalement inacceptable » la réponse iranienne au plan de paix proposé, ravivant le risque d’une nouvelle impasse plutôt que d’un accord.

Tendances de baisse

• GNL, la demande européenne en baisse pour la quatrième semaine : Les importations de GNL vers l’Europe et la Turquie devraient reculer de 24 % cette semaine, à 2,1 Gm³, leur plus bas niveau depuis août dernier, dans un contexte de demande atone. La baisse des volumes s’explique aussi par des maintenances sur plusieurs terminaux européens et sur des sites d’exportation américains, tandis que la concurrence accrue de l’Asie détourne certaines cargaisons. Dans ce cadre, l’écart de prix réduit l’attractivité des livraisons vers l’Europe.

• Nucléaire français, une production au plus haut depuis sept ans sur janvier‑avril : La production nucléaire française a atteint 133,2 TWh sur les quatre premiers mois de l’année, soit +3 TWh sur un an et son plus haut niveau depuis 2019. Cette amélioration s’explique par une meilleure disponibilité du parc, avec une capacité moyenne de 48,6 GW sur cette période, traduisant la sortie progressive des contraintes industrielles observées ces dernières années. En parallèle, la production renouvelable progresse fortement, soutenue par l’hydroélectricité, l’éolien et le solaire. Au total, la production totale d’électricité augmente de 4 %, tandis que la demande recule de 1 %, entraînant un fort rebond des exportations nettes (+42 %), principalement vers l’Italie, la Suisse et le Royaume‑Uni.

• Prix négatifs, durcissement de l’écrêtement des renouvelables : EDF a fortement renforcé le recours à l’écrêtement automatique des productions éoliennes et solaires en période de prix négatifs. Mis en place par la Commission de régulation de l'énergie, ce mécanisme impose l’arrêt des installations lorsque le prix de l’électricité passe sous -0,11 €/MWh, afin de limiter les déséquilibres liés aux excédents de production. Face à la multiplication des épisodes de prix négatifs sur le marché day-ahead, les volumes concernés ont été rapidement ajustés, passant de 0,8 GW à 2,3 GW, puis à 4,3 GW en quelques jours seulement. Le groupe prévoit désormais une montée jusqu’à 7,4 GW dans les prochaines semaines.

Analyse du marché

À retenir : Le marché européen de l’énergie est marqué par une forte asymétrie entre le gaz et l’électricité. Côté gaz, les risques géopolitiques et la fragilité de la préparation hivernale entretiennent une prime de risque haussière, même en l’absence de tension immédiate sur la demande. À l’inverse, sur l’électricité, l’abondance de l’offre, notamment renouvelable, exerce une pression baissière à court terme, accentuant la volatilité et la multiplication des épisodes de prix négatifs. En France, la situation apparaît à ce stade plus favorable, avec une production d’électricité en hausse et un discours rassurant d’Engie sur le remplissage des stocks gaziers. Néamoins, cette divergence renforce un environnement de marché instable, où les risques portent davantage sur l’avenir que sur la situation immédiate, et où les stratégies de couverture et de sécurisation de long terme prennent tout leur sens.

Rubrique Innovations/Projets

• Autoroutes de l’énergie, la France plaide pour un péage du transit : La France soutient le développement des « autoroutes de l’énergie » promues par la Commission européenne, mais souhaite que ces infrastructures reposent sur un principe de péage. L’objectif est d’éviter que les pays traversés, comme la France, ne supportent seuls le coût de réseaux servant principalement au transit d’électricité entre États membres. Cette position vise notamment les interconnexions électriques franco‑espagnoles, qui nécessiteraient des investissements importants sur le réseau français, alors que les flux pourraient bénéficier majoritairement à d’autres pays. Paris appelle ainsi à un modèle de financement clair et partagé, condition jugée indispensable à la poursuite de l’Union de l’énergie.

• ETS, un assouplissement repousserait la trajectoire climatique : La modulation du parc nucléaire français devrait être moins importante que prévu en 2026, sous l’effet de nouvelles contraintes liées à la stabilité du réseau, selon Kpler. Les volumes sont désormais estimés à environ 33 TWh, en baisse par rapport aux anticipations initiales d’EDF. RTE cherche à préserver la sécurité du système électrique dans un contexte de forte progression du solaire en milieu de journée. Ce mécanisme permet de sécuriser la tension sur le réseau et de rémunérer EDF pour ses services système, mais il réduit en parallèle la capacité du nucléaire à absorber la volatilité croissante liée au développement des énergies renouvelables.

• Nouveau mécanisme de capacité , assouplissement du plafond de rémunération : La CRE propose d’autoriser 10,8 GW de capacités, répartis sur 133 installations, à dépasser le plafond de rémunération de 15 €/kW du marché de capacité, sous réserve que les exploitants démontrent que leurs revenus ne couvrent pas leurs coûts fixes. Ces capacités, majoritairement thermiques, représentent plus de 60 % du parc concerné. La mesure sera réputée approuvée en l’absence d’opposition du ministre de l’Énergie sous 30 jours.

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