Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 31 janvier 2025.
Marché de l'électricité
Entre tensions et paradoxes énergétiques
En Europe, les marchés électriques font face à des défis sans précédent, exacerbés par une vague de froid imminente et des infrastructures fragilisées. En France, la demande de pointe devrait frôler 76 GW, un record pour la saison, tandis que les températures glaciales accentuent la pression sur un réseau déjà tendu. Cette situation est aggravée par la chute attendue de la production éolienne en Allemagne, traditionnellement un moteur clé du mix énergétique européen.
Les efforts pour équilibrer l’offre et la demande dépendent donc de sources fossiles, amplifiant les tensions sur les marchés du carbone, où les quotas EUA pour décembre 2025 ont atteint 84,50 €/t, un sommet en 15 mois. Ce renchérissement reflète la compétitivité accrue des centrales à gaz par rapport au charbon, mais il alourdit également les coûts énergétiques.
À la une
Norvège : bouclier tarifaire face à la crise énergétique
La Norvège a récemment dévoilé des mesures audacieuses pour atténuer l’impact de la volatilité des prix de l’électricité sur sa population, tout en affirmant sa souveraineté énergétique face aux pressions européennes. Le Premier ministre Jonas Gahr Støre a annoncé que son gouvernement rejettera toute nouvelle interconnexion énergétique avant 2029 et instaurera un tarif fixe de 400 NOK/MWh (34 EUR/MWh) pour les ménages dès octobre. Cette initiative, inédite dans un marché où les contrats indexés dominent, vise à protéger les consommateurs des fluctuations imprévisibles, malgré les prix déjà parmi les plus bas d’Europe.
Cette décision intervient dans un contexte politique tendu, marqué par la rupture de la coalition avec le Parti du centre. En toile de fond, un différend sur les directives énergétiques de l’Union européenne, dont Oslo adoptera certaines mesures dès 2019, tout en suspendant l’intégration de nouveaux règlements jusqu’après 2029. Cette position, justifiée par l’instabilité actuelle des marchés énergétiques européens, reflète une stratégie prudente pour préserver les intérêts norvégiens.
Cependant, l’annonce a fait chuter l’action du fournisseur national Elmera de 15 %, révélant les inquiétudes des investisseurs face à ce tournant réglementaire. La colère populaire, exacerbée par les disparités régionales de prix, notamment entre le nord et le sud du pays, explique en partie ces réformes. En parallèle, une baisse de la TVA sur les redevances de réseau de 25 % à 15 % dès juillet souligne la volonté d’alléger le fardeau des consommateurs. Ce cocktail de pragmatisme politique et de protection sociale illustre l’équilibre délicat que la Norvège cherche à maintenir entre autonomie énergétique et équité.
Les tendances électricité de la semaine par notre expert
Énergie : l’Europe entre tensions et transitions
L’année 2024 aura été marquée par des bouleversements notables sur la scène énergétique européenne, et la Grèce en est un exemple saisissant. Passée d’importatrice nette à exportatrice nette d’électricité, elle a importé près de 1 TWh après avoir exporté 5,5 TWh l’année précédente. Ce revirement s’explique par une combinaison de facteurs : une sécheresse prolongée affectant les capacités hydroélectriques des Balkans, des pannes nucléaires dans les pays voisins, et des flux accrus vers l’Ukraine. Portée par sa capacité renouvelable de 13 GW, la Grèce prévoit de doubler cette capacité d’ici 2030, tout en développant 4,3 GW de stockage par batteries.
Pendant ce temps, la France est confrontée à des défis majeurs avec la corrosion sous contrainte affectant ses réacteurs nucléaires. EDF doit élargir ses inspections, ce qui pourrait alourdir la maintenance et perturber son calendrier. Paradoxalement, le nouveau réacteur Flamanville 3, entré en service après des années de retard, représente un espoir pour relancer la production nucléaire, tombée à son plus bas niveau en 33 ans.
Enfin, sur le marché des quotas carbone, les investisseurs parient sur une hausse des prix, les positions longues atteignant un sommet de 53 millions de tonnes. Le contrat de référence EUA a grimpé à 81,67 €/t, reflétant une dynamique haussière. Entre ambition verte, contraintes techniques et pression financière, l’Europe se trouve à un tournant énergétique crucial.
– Helder FARIA RUBIO,
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Marché du gaz
La fin du transit ukrainien agite les marchés européens
Le gaz européen s’enflamme sous l’effet combiné d’une météo glaciale et de contraintes structurelles. Avec des températures prévues bien en dessous des normales saisonnières en France et en Allemagne, la demande atteint des sommets, amplifiée par des stocks de gaz alarmants, remplis à seulement 55 % de leur capacité, loin des 71 % de l’année dernière. Les interruptions sur les gazoducs norvégiens, notamment sur le champ d’Asgard, aggravent encore cette situation déjà tendue, poussant le contrat TTF néerlandais à près de 50 €/MWh. Dans ce contexte, le charbon redevient compétitif malgré son impact environnemental, alimentant la spéculation sur les quotas carbone.
À l’échelle internationale, les marchés asiatiques connaissent également des tensions, bien que tempérées par des stocks solides en Chine et des ralentissements liés au Nouvel An lunaire. Le contrat JKM du GNL reste stable, mais l’Europe continue de battre des records d’importations de GNL russe, malgré ses ambitions de réduction de dépendance. Ce paradoxe souligne les limites de la transition énergétique dans un contexte de volatilité extrême.
À la une
Algérie : le déclin d’un pilier gazier européen ?
En 2024, les exportations de gaz algérien ont chuté de 6 % pour atteindre 48,7 milliards de mètres cubes (bcm) et les perspectives pour 2025 s’annoncent tout aussi incertaines. Cette tendance s’explique par une baisse de la production dans des champs vieillissants comme Hassi R’Mel, qui représente à lui seul 50 % de la production nationale, et par une demande intérieure croissante, projetée à +1-2 % par an jusqu’aux années 2030.
Les exportations vers l’Italie, principal marché d’Alger, ont reculé de 9 % en 2024, reflétant la faiblesse de la demande italienne, au plus bas depuis 15 ans. À l’inverse, les flux vers l’Espagne, acheminés via le pipeline Medgaz, ont augmenté de 11 % malgré des travaux de maintenance. Toutefois, les infrastructures limitées freinent tout potentiel de hausse supplémentaire.
L’enjeu pour l’Algérie réside aussi dans la compétitivité des prix. Si le marché italien reste attractif grâce à un écart de prix favorable avec l’Espagne, les exportations pourraient être soutenues en 2025, notamment via le pipeline Transmed qui dessert également des clients en Slovénie, en Tchéquie et en Allemagne. Mais l’équilibre reste fragile, d’autant que la fermeture du pipeline GME et les contraintes logistiques limitent la flexibilité du pays face à une Europe en quête de diversification énergétique post-Ukraine.
L’Algérie, entre ambitions et contraintes, devra redoubler d’efforts pour préserver sa place dans un marché européen de plus en plus compétitif.
Les tendances gaz de la semaine par notre expert
Tensions croissantes en Europe entre stockage, fiscalité et investissements
Aux Pays-Bas, les niveaux de stockage de gaz, tombés à 39 %, respectent tout juste l’objectif fixé par l’UE pour février. Pourtant, le gouvernement néerlandais ne juge pas nécessaire d’intervenir à court terme, misant sur une marge de sécurité de 5 points avant une éventuelle action coordonnée au niveau européen. Cependant, avec la montée en flèche des prix sur le TTF, le principal hub gazier européen, et une météo plus froide qui pourrait aggraver les tensions, la prudence domine.
En France, l’industrie gazière s’inquiète d’un double fardeau fiscal avec l’arrivée en 2027 du système ETS2, qui couvrira les émissions des combustibles. Déjà taxés à 45 €/MWh, les consommateurs redoutent une envolée des coûts de 40 à 60 %, menaçant la compétitivité industrielle et le pouvoir d’achat. Pour France Gaz, une substitution des quotas ETS2 à la taxe carbone actuelle est impérative pour éviter que la France ne devienne le pays au gaz le plus cher d’Europe.
Enfin, en Italie, la stratégie d’expansion massive des infrastructures gazières, portée par Snam, est vivement critiquée. Alors que la demande domestique chute de 19 % depuis 2021, les plans visant à tripler la capacité de regazéification semblent déconnectés des besoins réels. Ce modèle, motivé par des revenus régulés plutôt que par la demande, risque de compromettre les objectifs de décarbonation et de compétitivité.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Zoom sur l'énergie verte
L’Espagne, leader solaire face aux défis des prix négatifs
L’Espagne est en pleine effervescence énergétique, mais cette dynamique soulève des défis de taille. La croissance fulgurante de la capacité solaire, avec près de 7 GW ajoutés l’an dernier, a conduit à une multiplication des heures avec des prix de l’électricité négatifs. En 2025, ces heures pourraient atteindre 500, soit le double de l’année précédente. Cette tendance s’explique par une offre excédentaire d’énergie solaire durant les heures de pointe, couplée à un manque criant de capacités de stockage. Résultat : une chute vertigineuse des prix, parfois jusqu’à -2 euros/MWh, comme observé en juin dernier. Ces prix négatifs sont également exacerbés par les restrictions à l’exportation de la France, qui bloque l’écoulement de l’excédent espagnol.
Pourtant, tout n’est pas noir. Les installations solaires continuent de fonctionner même à perte, compensées par des revenus issus des garanties d’origine (GO) et d’autres mécanismes. Cependant, la baisse récente des prix des GO – aujourd’hui à seulement 0,15-0,20 EUR/MWh contre 4 EUR/MWh un an auparavant – limite leur rôle de filet de sécurité.
Dans ce contexte, le Premier ministre espagnol Pedro Sanchez affiche une ambition résolue avec sa stratégie « Green, baby, green ». L’objectif est clair : positionner l’Espagne comme le pivot énergétique de l’Europe. D’ici 2030, le pays entend doubler sa capacité renouvelable pour atteindre 160 GW, dont 12 GW d’hydrogène vert, et fournir 20 % des besoins en hydrogène renouvelable de l’UE. Le gazoduc H2Med, reliant Barcelone à Marseille, sera clé pour cette transition.
En parallèle, l’Europe dans son ensemble s’efforce de relever les défis logistiques et financiers liés aux énergies renouvelables. L’Allemagne, par exemple, investit massivement dans les systèmes de stockage, qui ont bondi de 50 % en 2024. Une capacité de 215 GW solaire est visée d’ici 2030, intégrant batteries et solutions intelligentes.
Ces avancées contrastent avec le retard du Royaume-Uni, où les ambitions solaires et éoliennes risquent de rester hors d’atteinte faute d’un cadre réglementaire stable. En somme, l’Europe avance à plusieurs vitesses, avec l’Espagne et l’Allemagne en tête, portées par des visions stratégiques audacieuses mais non sans embûches.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
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