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
Janvier 2025
Évolution de la demande d’électricité et du mix de production
En janvier 2025, la consommation d’électricité en France lors des pointes de demande a été en moyenne de 73 GW. Le pic de demande d’électricité en janvier a été atteint le mardi 14 janvier, avec 87 GW, soit un niveau supérieur à celui du mois précédent (75,6 GW).
Les sources d’énergie renouvelables ont contribué à 33,9 % de l’énergie totale produite. Plus précisément, l’énergie hydraulique a représenté 15,2 % de l’énergie totale produite, l’énergie éolienne 11,6 % et l’énergie photovoltaïque 7 %. En raison de vents forts, la capacité éolienne terrestre est passée de 6 058 MW le 22 janvier à 13 578 MW le 24 janvier, tandis que l’éolien en mer a atteint 1 137 MW.
En 2024, la production hydroélectrique a été exceptionnelle, atteignant son plus haut niveau depuis 2013 (75,5 TWh) grâce à un bon niveau de stocks et à des conditions météorologiques favorables (précipitations abondantes en hiver et au printemps). En janvier 2025, les stocks hydroélectriques sont passés de 2309 GWh à 1849 GWh, en dessous du niveau de l’année dernière (2146 GWh).
La production nucléaire moyenne en France au cours du premier mois de l’année a atteint 53,7 GWh. Le 24 janvier, coïncidant avec une augmentation de la production d’électricité éolienne due à des vents forts, cinq réacteurs nucléaires étaient en maintenance.
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.
Les prix moyens de l’électricité pour les contrats day-ahead base en France ont légèrement augmenté par rapport au mois dernier : 110,48 €/MWh en décembre et 112,28 €/MWh en janvier. Les prix ont considérablement fluctué tout au long du mois, avec le prix minimum du contrat day-ahead base à 38,43€ /MWh le 27 janvier, et le prix maximum à 160,57€/MWh le 14 janvier, lorsque les prix spot ont augmenté en raison de deux facteurs clés : une demande accrue due à la baisse des températures et la reprise complète de l’activité économique après les vacances des fêtes de fin d’année.
Avec 89 TWh d’exportations nettes d’électricité en 2024, la France bat son record historique de 77 TWh établi en 2002. En 2024, la France enregistre un solde exportateur positif sur toutes ses frontières : Allemagne-Belgique (27,2 TWh), Italie (22,3 TWh), Royaume-Uni (20,1 TWh), Suisse (16,7 TWh), Espagne (2,8 TWh), etc. « En 2024, ce nouveau record d’exportations nettes d’électricité résulte de la reprise importante de la production nucléaire française, de la poursuite du développement des productions renouvelables (éolien et solaire) et de l’abondance de la production hydroélectrique » selon la publication de RTE du 02/01/2025.
Gaz
Concernant les prix du gaz, le contrat spot TTF a clôturé à 54,07€/MWh le 31 janvier. Depuis la mi-décembre, la tendance est à la hausse, jusqu’au début du mois de janvier (50,85€/MWh 01/01/2025), où les prix ont commencé à fluctuer avec des pics et des creux, avec une moyenne de 48,05€/MWh, avant d’atteindre à la fin du mois les niveaux les plus élevés observés au cours des six derniers mois.
Les inquiétudes concernant l’avenir des importations de GNL en Europe ont fait grimper les prix du gaz en Europe au cours de la dernière semaine de janvier. Notamment, la Commission européenne n’a pas proposé d’interdire le GNL russe dans son dernier train de sanctions, les États membres ayant donné la priorité à la sécurisation d’autres sources d’approvisionnement, y compris le GNL américain. Cette décision ayant été anticipée, elle n’a pas eu d’impact baissier significatif sur le marché. La forte augmentation des prix à la fin du mois de janvier suggère que le marché s’attend à une intensification de la concurrence pour les cargaisons de GNL au comptant, en particulier avec les acheteurs asiatiques. La trajectoire des importations chinoises de GNL dans les semaines à venir fournira de plus amples informations. En outre, les températures froides dans la plupart des pays européens ont entraîné une augmentation de la demande de gaz.
En ce qui concerne la production de gaz, la moyenne pendant les maxima a suivi le niveau de décembre (5 GW en janvier contre 4,6 GW en décembre).
À la fin du mois de janvier, les niveaux de stockage de gaz en France étaient de 46,88 %, bien en dessous de 2024 (78,20 %). Les stocks de gaz européens ont été épuisés plus rapidement que prévu cet hiver, laissant les niveaux de stockage inférieurs à la normale pour cette période de l’année.
Les Combustibles
Les prix du contrat de pétrole Brent à échéance d’un mois ont légèrement augmenté, passant de 74,17 $/b le 28 décembre à 76,87 $/b le 30 janvier. La situation géopolitique au Moyen-Orient continue de jouer un rôle clé dans la tendance à la hausse et à la baisse des prix. En Libye, une nouvelle crise entre le gouvernement occidental et l’opposition orientale a entraîné la fermeture des ports de Ras Lanuf et d’Es Sider, deux des cinq principaux ports de l’est qui traitent plus des deux tiers de la production pétrolière du pays, soit 1,2 million de barils par jour.
L’AIE a revu à la baisse ses prévisions concernant l’offre mondiale de pétrole tout en relevant légèrement ses projections concernant la demande, invoquant une demande plus forte que prévu à la fin de 2024 et une vague de froid au début de 2025 dans l’hémisphère nord. Bien que l’agence anticipe toujours un marché excédentaire en 2025, le surplus devrait désormais être moins important, à savoir 725 kb/j contre 950 kb/j dans l’estimation précédente.
Tendances des contrats futurs
Le prix maximum moyen du contrat d’électricité Cal26 en janvier (69,55 €/MWh) est supérieur à celui de décembre (65,87 €/MWh). Fin décembre, le réacteur nucléaire EPR de Flamanville a enfin été raccordé au réseau de transport d’électricité. 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.
En décembre, le contrat TTF Cal26 a atteint une moyenne maximale de 39,34 €/MWh, soit une baisse par rapport à décembre (43,56 €/MWh). Le TTF Cal 27 a suivi une tendance stable au cours du mois et est resté en dessous des niveaux du Cal26 tout au long du mois de janvier et a clôturé à 31,68 €/MWh le 31 janvier.
En termes de CO2 EUA, le prix de Décembre’26 (80,52 €/t) a affiché une tendance à la hausse par rapport aux niveaux de décembre 71,07 €/t. Le prix de Décembre’27 est encore plus élevé, atteignant 83,19 €/t.
