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
Mars 2025
Données clefs du mois
Demande d’énergie et mix de production
En mars 2025, la consommation d’électricité en France lors des pointes de demande a été en moyenne de 60,5 GW. Le pic de la demande d’électricité en mars a été atteint le lundi 03 mars, avec 70,7 GW, en dessous des niveaux observés le mois précédent (79 GW).
En ce qui concerne le mix de production, la production nucléaire moyenne lors du troisième mois de l’année s’est établie à 45,5 GWh. La production maximale moyenne a été atteinte début mars (47,6 GWh), et la production minimale moyenne a été atteinte le dimanche 30. La dernière semaine du mois, 13 réacteurs du parc nucléaire français étaient en arrêt programmé.
En ce qui concerne les sources d’énergie renouvelables, comme vous pouvez le voir sur le graphique, l’énergie hydraulique arrive en deuxième position dans le mix énergétique total et en première position dans les énergies provenant de sources renouvelables. Ce classement est resté inchangé depuis octobre 2024. Les stocks hydroélectriques sont passés de 1 334 GWh (fin février) à 981 GWh (fin mars), en dessous du niveau de l’an dernier (1 267 GWh). Cependant, la tendance des dernières années montre une baisse jusqu’à la fin du premier trimestre, et les périodes de pluie devraient arriver dans les semaines à venir. En mars, les journées ont été plus ensoleillées que les mois précédents, comme le montre le graphique (la production solaire représente 14,6 % du mix énergétique). Dans la lignée de la tendance de février, la production solaire s’été positionnée devant la production éolienne (ce qui n’était pas le cas en janvier 2025).
Prix de l’énergie et panorama du marché
Les prix moyens de l’électricité pour les contrats base day-ahead en France ont atteint 68,20 €/MWh, inférieurs aux niveaux de février (112,28 €/MWh) et proches des contrats espagnols (72,60 €/MWh) jusqu’à la mi-mars, puis les prix espagnols drastiquement baissé grâce à la production d’énergie renouvelable. Comme le montre le graphique, les prix ont considérablement fluctué tout au long du mois, le prix minimum pour le contrat base day-ahead étant de 17,31 €/MWh le 31 mars, et le prix maximum de 121,68 €/MWh le 12 mars. A la fin du 1er trimestre, les prix spot ont chuté sous l’effet conjugué de la hausse des températures, de la faible demande et de la forte production solaire. Dans le même temps, avec le retour de la production solaire, il y a eu un grand nombre d’heures avec des prix négatifs.
En ce qui concerne les importations et les exportations, en mars, la France était en position d’exportatrice nette avec toutes ses frontières, à l’exception de l’Espagne, comme on l’a vu le mois dernier, pour laquelle la France a importé plus qu’elle n’a exporté. Les exportations à travers la frontière germano-belge étaient plus fréquentes, mais les importations représentaient des volumes plus importants sur des moments ponctuels. Le niveau maximum des exportations pour le mois était de 15285 MW.
Prix du gaz : le contrat spot TTF a clôturé à 40,32 €/MWh le 31 mars. Depuis le début de l’année, la tendance est à la hausse, jusqu’à la mi-février où le gaz a atteint son prix record (58,98 €/MWh 10/02/2025), après quoi les prix ont baissé par à-coups. Début mars, le contrat spot TTF a atteint son plus bas niveau depuis le début de l’année (37,25 €/MWh).
À la fin du mois de mars, les niveaux de stockage de gaz en France s’établissaient à 24,5 %, bien en dessous des niveaux de 2024 (37,5 %). Les stocks de gaz européens se sont épuisés plus rapidement que prévu cet hiver, mais les niveaux sont proches de la moyenne 2011-2021 (33,7 %).
En termes d’approvisionnement par gazoduc, les flux norvégiens sont inférieurs à leur capacité maximale depuis le début de l’année (en raison de plusieurs travaux de maintenance). En ce qui concerne la concurrence du GNL, les importations en provenance d’Asie et d’Europe restent fortes, ce qui est rendu possible par l’augmentation de l’offre de GNL.
Source: Haya Energy Solutions
Source: Haya Energy Solutions
Tendances et perspectives du marché
Source: Haya Energy Solutions
Des tensions et des incertitudes subsistent à moyen terme pour les perspectives des marchés européens du gaz. Au début de l’année 2025, la fin de l’accord de transit de gaz Gazprom-Naftogaz a accru l’incertitude sur le marché du gaz en Europe. L’approvisionnement en gaz de l’Europe s’en est trouvé réduit, laissant la ligne TurkStream comme seule voie d’importation du gaz russe en Europe. De plus, la guerre entre la Russie et l’Ukraine se poursuit. Les dernières nouvelles font état d’une reprise des contacts entre les responsables russes et américains, qui ont eu lieu en février 2025, en vue d’un accord potentiel pour mettre fin à la guerre, mais en excluant la partie ukrainienne. D’autres pourparlers ont eu lieu au début de ce mois de mars pour explorer les opportunités économiques et d’investissement entre l’Ukraine et les États-Unis qui pourraient mettre fin à la guerre et trouver la « paix » par un accord avec la Russie.
Parallèlement, les tensions géopolitiques au Moyen-Orient continuent d’influer sur l’évolution de la situation énergétique mondiale en raison du rôle crucial de la région dans la production de pétrole et de gaz, ce qui compromet les exportations de GNL du Qatar vers l’Europe. On estime que les flux à travers le Golfe Persique représentent environ 20 % des exportations mondiales de gaz.
Les prix du pétrole Brent one-month ont légèrement baissé, passant de 75,05 $/b le 27 février à 71,30 $/b le 31 mars. Depuis le début de l’année, les prix du pétrole ont continué de baisser, sous l’effet de la politique américaine. Les inquiétudes concernant l’impact négatif de la guerre commerciale sur la demande créent de l’incertitude, tandis que les efforts visant à négocier rapidement la paix entre la Russie et l’Ukraine pourraient aboutir à une levée rapide des sanctions. De plus, l’augmentation inattendue de la production de l’OPEP+ malgré la baisse des prix a encore accéléré le déclin.
Mi-mars, le Conseil de Politique Nucléaire (CPN) a fait un point d’étape sur la mise en œuvre du programme « EPR2 » qui vise à construire 6 nouveaux réacteurs de forte puissance, à Penly, Gravelines et Bugey pour une première mise en service d’ici 2038. Le schéma de financement repose sur un prêt de l’État couvrant, au moins, la moitié des coûts de construction et un contrat pour différence sur la production nucléaire à un prix maximal de 100 €/MWh. Les négociations avec la Commission européenne devraient débuter prochainement pour validation du projet. Le parc nucléaire français fait peau neuve.
Regulation
PPE
Les travaux de la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) devrait aboutir dans les semaines à venir. Suite au débat public ouvert jusqu’au 5 avril, le décret devrait être publié, cependant les pressions politiques rendent la situation incertaine. En effet, la PPE implique des choix entre nucléaire et renouvelables ce qui divise les parties politiques. La PPE définit un objectif de production d’électricité décarbonée de 577 TWh en 2030.
Passage au pas de temps 15 minutes
En application du Règlement (UE) 2019/943, la période de règlement des déséquilibres sur le marché de l’électricité (ISP) est passée de 30 à 15 minutes depuis le 1er janvier 2025. Cette évolution incite les acteurs du marché à équilibrer leurs injections et soutirages sur des périodes plus courtes et facilite l’échange de produits à 15 minutes sur les marchés de gros. Le marché journalier est prévu pour juin 2025, pour tous les pays européens.
Ce changement vise à améliorer l’intégration des énergies renouvelables (EnR) en prenant mieux en compte leurs variations de production, notamment pour le solaire et l’éolien. Il permet également une meilleure flexibilité du système électrique grâce à des signaux de prix plus précis, favorisant le développement des batteries et des réponses à la demande.
Dans ce contexte, la CRE lance une consultation sur les modalités d’adaptation des contrats de complément de rémunération. Le passage du marché spot à une granularité de 15 minutes nécessite de modifier le calcul du Complément de Rémunération (CR) versé, ainsi que l’incitation en cas de prix spot négatifs. A l’issue de cette consultation, la CRE formulera des recommandations au gouvernement sur les adaptations des contrats de complément de rémunération.
