Analyse du Marché Français
L’analyse du marché français de l’énergie est essentielle pour comprendre les dynamiques et les tendances qui affectent le secteur au niveau local et international. Dans cette analyse détaillée, nous abordons les facteurs clés qui influencent les prix de l’énergie, l’offre et la demande, ainsi que les dernières politiques réglementaires. Cette vue d’ensemble vous permettra de vous tenir au courant des changements hebdomadaires et d’anticiper les variations possibles du marché, à la fois en France et sur d’autres marchés pertinents tels que l’Espagne.
Table des matières
Février 2025
Données clefs du mois
Demande d’énergie et mix de production
En février 2025, la consommation d’électricité en France lors des pointes de demande a été en moyenne de 68,8 GW. Le pic de demande d’électricité en février a été atteint le mardi 04 février, avec 79 GW, en dessous des niveaux observés le mois précédent (87GW).
En ce qui concerne le mix de production, la production nucléaire moyenne au cours du deuxième mois de l’année a atteint 48,2 GWh. La production maximale moyenne a été atteinte à la mi-février (50,6 GWh) et la production minimale moyenne a été atteinte le dimanche 23, coïncidant avec une augmentation de la production d’énergie éolienne due à des vents forts à la fin de la semaine 8. De plus, 14 réacteurs du parc nucléaire français étaient en arrêt programmé (le réacteur de Flamanville 3 qui est en arrêt forcé depuis le samedi 15 février).
En ce qui concerne les sources d’énergie renouvelables, comme vous pouvez le voir dans le graphique, l’énergie hydraulique arrive en deuxième position dans le mix énergétique total et première dans la catégorie des énergies renouvelables. Ce classement est le même depuis octobre 2024. Les stocks hydroélectriques ont diminué de 1 849 GWh (fin janvier) à 1 334 GWh (fin février), en dessous du niveau de l’année dernière (1 729 GWh). En février, les journées ont été plus ensoleillées que les mois précédents, cela est mis en évidence dans le graphique (10.6% dans le mix énergétique). De plus, le solaire s’est positionné avant la production éolienne, ce qui n’était pas le cas en janvier 2025.
Selon le communiqué de presse de RTE du 20/01/2025, en 2024, la production bas carbone (nucléaire et renouvelable) atteint pour la première fois le seuil de 95% de l’électricité produite en France.
Prix de l’énergie et panorama du marché
Les prix moyens de l’électricité pour les contrats base day-ahead en France ont atteint 112,86€/MWh, similaires aux niveaux de janvier (112,28€/MWh) et restent inférieur aux contrats allemands (125,16€/MWh), une tendance observée ces dernières années. Comme le montre le graphique, les prix ont considérablement fluctué tout au long du mois, le prix minimum du contrat base day-ahead étant de 63,90 €/MWh le 20 février et le prix maximum de 154,37 €/MWh le 11 février lorsque les prix spot ont augmenté en raison de deux facteurs clés : une demande accrue due à la baisse des températures et la reprise de l’activité économique.
En ce qui concerne les importations et les exportations, en février, la France a été en position d’exportatrice nette avec toutes ses frontières, à l’exception de l’Espagne, pour laquelle la France a importé plus qu’elle n’a exporté. Le niveau maximum d’exportation pour ce mois a été de 14 091 MW.
Prix du gaz, le contrat spot TTF a clôturé à 46,10 €/MWh le 27 février. Depuis le début de l’année, la tendance a été à la hausse, jusqu’à la mi-février où il a atteint son prix culminant (58,98€/MWh 10/02/2025), date à partir de laquelle, les prix ont ensuite diminué. Et fin février, le contrat spot TTF a atteint son niveau le plus bas depuis le début de l’année.
Fin février, les niveaux de stockage de gaz en France sont à 23%, bien en dessous de 2024 (44%). Les stocks de gaz européens ont été épuisés plus rapidement que prévu cet hiver, mais les niveaux sont proches de la moyenne 2011-2021 (27%).
La stabilité des prix du gaz dépend de divers facteurs qui sont actuellement sous tension. Des perturbations mineures et imprévues du côté de l’offre, comme le transfert des cargaisons de GNL vers l’Asie, ou du côté de la demande, comme une fin d’hiver exceptionnellement froide ou une augmentation de la consommation de gaz pour la production d’électricité en raison de la faible présence des énergies renouvelables, pourraient déclencher d’importantes flambées des prix.
Source: Haya Energy Solutions
Source: Haya Energy Solutions
Tendances et perspectives du marché
Source: Haya Energy Solutions
Leviers qui auront un impact sur la sécurité de l’approvisionnement en gaz à court terme :
- Incertitude sur la demande de gaz
L’hiver touche à sa fin, mais une vague de froid, combinée avec une baisse de la production renouvelable et à une forte demande, pourrait encore réduire les stocks de gaz, ce qui aurait un impact sur la période de remplissage estivale. - Difficultés de remplissage des stocks de gaz pour l’hiver prochain
Dans une situation exceptionnelle, les prix futurs d’été sont plus élevés que les prix d’hiver. Le problème est de savoir quelle quantité de gaz naturel sera nécessaire pour remplir les stocks de gaz en Europe. La saison estivale de remplissage des stocks de gaz exerce une pression sur les prix. Un nouveau mandat sera publié par la Commission européenne pour étendre son règlement sur le stockage du gaz d’ici la fin du mois de mars, proposant différents niveaux de stockage pour 2025. - Prévisions de prix
Les fluctuations de prix rendent la situation plus complexe, ces dernières sont dues à l’instabilité de la chaîne d’approvisionnement, aux événements géopolitiques et aux transactions spéculatives. Cela rend difficile pour les consommateurs et les industries de planifier les coûts de l’énergie.
- Origine des exportations de gaz
Diversification des fournisseurs de GNL en Europe, mais impact de la concurrence sur la demande de GNL en raison de l’expansion économique dans la région Asie-Pacifique. - Tensions géopolitiques
Les tensions géopolitiques continuent de façonner le paysage du gaz mondial, les conflits en cours, les sanctions et les changements de politique stratégique pouvant entraîner des restrictions ou des réorientations de l’approvisionnement.
Les tensions et les incertitudes demeurent à moyen terme pour les perspectives des marchés gaziers européens.
Les prix du pétrole Brent one-month ont légèrement diminué, passant de 76,87 $/b le 30 janvier à 75,05 $/b le 27 février. Les prix du pétrole ont chuté de manière significative depuis l’investiture de Donald Trump, car son soutien à l’augmentation de la production nationale et de l’OPEP, ainsi que ses menaces de guerre commerciale, ont suscité des inquiétudes quant à un déclin du commerce mondial.
Selon l’AIE, à long terme, la demande mondiale de pétrole devrait croître régulièrement, sous l’impulsion des économies émergentes d’Asie, tandis que l’offre devrait augmenter, principalement de la part des producteurs non-membres de l’OPEP+.
Fin décembre, le réacteur nucléaire EPR de Flamanville a enfin été raccordé au réseau de transport d’électricité (mais en maintenance depuis mi-février). Selon l’estimation d’EDF, la fourchette de production nucléaire en France est désormais estimée entre 350 et 370 TWh (contre 335 et 365 TWh dans le communiqué de presse du 26/07/2024) pour les années 2025 et 2026. Cette fourchette inclut la production de Flamanville 3. Si ce réacteur fonctionne comme prévu, il pourrait fournir une quantité importante d’électricité décarbonée (il pourrait produire jusqu’à 14 TWh/an), contribuant ainsi à la stabilisation des prix de l’énergie en France. Le parc nucléaire français pourrait être confronté à de nouveaux défis pour atteindre l’objectif, car les besoins de modulation augmentent progressivement en raison d’une plus grande pénétration des énergies renouvelables.
Regulation
La loi de finances 2025 a été publiée au Journal Officiel le 15 février 2025.
En ce qui concerne l’énergie, les principaux éléments sont les suivants :
Mécanisme post-Arenh
L’article 4 établit un mécanisme post-Arenh basé sur un accord entre EDF et le gouvernement. Une nouvelle « Taxe sur l’utilisation de combustible nucléaire pour la production d’électricité » limitera les revenus des centrales nucléaires en capturant une part des marges au-delà de seuils définis (50% au-delà du « seuil de taxation » et 90% au-delà du « seuil d’écrêtement »). Le produit de cette taxe sera redistribué aux consommateurs finaux par le biais d’un « versement nucléaire universel », ajusté annuellement sur la base des calculs prévisionnels de la CRE. La mise en œuvre est prévue pour le 1er janvier 2026, mais les conditions actuelles du marché pourraient rendre ce mécanisme non pertinent.
Mécanisme de capacité (à partir de novembre 2026)
Un nouveau mécanisme de capacité centralisé sera mis en place, avec une gestion des achats par RTE. L’article 6 instaure un prélèvement par le gestionnaire de réseau sur les fournisseurs d’électricité, couvrant les coûts d’acquisition de RTE et réparti en fonction de la part de consommation de chaque fournisseur. Ce prélèvement fonctionne comme une taxe de redistribution. L’objectif est d’assurer un approvisionnement en électricité suffisant et équilibré.
Accises sur l’énergie et l’électricité (article 7)
En 2025, les taux d’accises normaux sont fixés à 10,54 €/MWh pour le gaz naturel et à 25,09 €/MWh pour l’électricité domestique, avec des taux réduits pour les PME et les grandes consommations. Une surtaxe similaire à l’ancienne CSPE sera appliquée. Aucune nouvelle taxe comme le CRIM n’est introduite, et la taxe sur la puissance installée prévue précédemment n’est pas incluse.
