Quel est l'effet de la baisse des droits de douane sur l'exportation française ?
Découvrez comment la réduction des droits de douane américains impacte les exportateurs français et les opportunités économiques en jeu.
Le bras de fer entre Washington et Bruxelles a failli repartir de plus belle. Un compromis a été annoncé au cœur de l’été 2025, avec une baisse ciblée des droits de douane américains et, en retour, une promesse européenne d’achats massifs d’énergie américaine. Derrière les slogans, l’économie réelle s’invite dans la discussion: volumes, prix, logistique et droit de la concurrence vont faire, ou non, la différence.
Un compromis tarifaire annoncé pour désamorcer la surtension transatlantique
Une réduction de 15 % des droits de douane sur une large part des exportations européennes à destination des États-Unis a été annoncée à la suite d’un entretien en Écosse entre Donald Trump et Ursula von der Leyen. L’accord, présenté comme un geste d’apaisement, vise à ramener de la visibilité aux entreprises exportatrices de l’UE.
Du côté français, les fiches pratiques de l’administration des douanes détaillent habituellement ces ajustements tarifaires et les contre-mesures envisageables en cas de relèvement unilatéral des droits par un partenaire commercial, ce qui offre un cadre opérationnel aux directions export et aux services douane des groupes et ETI (DGDDI).
L’engagement tarifaire se veut rapide et lisible. Reste que les listes de produits, codes SH et seuils d’application sont déterminants pour mesurer l’impact réel. Les industriels attendent, en particulier, de savoir si des segments à haute valeur ajoutée, comme les produits pharmaceutiques, les équipements électriques ou les biens d’ingénierie, sont intégralement couverts ou partiellement exclus par des lignes tarifaires spécifiques.
Ce que la baisse de 15 % peut changer pour un exportateur français
Pour une PME qui expédie des composants industriels et dont la facture douanière atteint 2 millions d’euros par an sur le marché américain, une réduction de 15 % des droits pourrait alléger le coût d’entrée d’environ 300 000 euros. Cet effet prix est immédiat sur les appels d’offres, mais dépend du maintien de la préférence tarifaire, des règles d’origine et de la structure des surcoûts logistiques.
La baisse d’un droit n’est acquise que si la marchandise remplit la règle d’origine applicable au produit. Les tolérances de composition, les opérations substantielles et la preuve d’origine exigée par la douane américaine peuvent redéfinir l’éligibilité. Un composant importé de pays tiers et intégré en France peut, selon sa transformation, faire perdre l’accès à la préférence.
Une promesse d’achats d’énergie qui défie l’arithmétique
Le cœur de l’accord est financier: 250 milliards de dollars d’achats annuels d’énergie américaine pendant trois ans. Le panier évoqué inclut pétrole, gaz naturel liquéfié, charbon et échanges de technologies nucléaires. Un périmètre aussi vaste donne de la souplesse, mais rend la promesse plus difficile à suivre et à auditer.
Deux zones d’ombre ressortent. D’abord, le statut des services énergétiques n’est pas clarifié: trading, ingénierie, maintenance, logistique.
Ensuite, le traitement de pièces et équipements pour les infrastructures énergétiques n’est pas explicitement précisé, ce qui rend flou le calcul en valeur des flux. Des observateurs ont pointé les limites de cette promesse en soulignant l’absence de trajectoires chiffrées par filière et par trimestre (Forbes France).
La crédibilité du chiffre bute sur une donnée simple: en 2024, les exportations énergétiques totales des États-Unis se sont établies autour de 318 milliards de dollars. Capter presque 250 milliards vers l’UE exigerait un effet d’éviction sur d’autres marchés et une reconfiguration logistique majeure. Même en transférant des cargaisons destinées à l’Asie, la soutenabilité d’un tel basculement resterait incertaine sur la durée, notamment au regard des arbitrages prix.
Pétrole brut: la repondération suppose d’écarter des acheteurs asiatiques. GNL: la disponibilité dépend des capacités de liquéfaction et de l’armement méthanier. Charbon: les volumes européens restent contraints par la décarbonation. Nucléaire: la valeur se loge surtout dans la technologie et les services, plus que dans des biens physiques récurrents.
Test de réalité: logistique, capacités et arbitrages de prix
Au-delà du chiffre global, la capacité à livrer rapidement repose sur des infrastructures physiques. Côté États-Unis, les terminaux de liquéfaction fonctionnent proches de leurs limites techniques en période de forte demande. Côté Europe, les terminaux de regazéification ont été étendus d’urgence depuis 2022, mais les contraintes de réseau persistent entre les hubs maritimes et les bassins industriels.
La dimension maritime devient critique. Le repositionnement de la flotte de méthaniers, les créneaux portuaires et les coûts d’assurance ajustent en temps réel la destination des cargaisons. Toute tension géopolitique sur les routes, du canal de Suez au détroit de Gibraltar, renchérit le prix final payé par les acheteurs européens.
Le levier prix est l’autre déterminant. Les différentiels entre Henry Hub d’un côté, et les références européennes ou asiatiques de l’autre, pilotent l’orientation des flux. Lorsque l’écart s’élargit, l’Amérique arbitre plus facilement vers l’export. Inversement, une demande intérieure américaine en hausse ou un resserrement de l’écart réduit l’appétit à multiplier les envois transatlantiques.
Pourquoi l’écart de prix entre les hubs dicte les cargaisons
Le producteur américain compare le prix domestique du gaz et les prix européens ou asiatiques net des coûts de liquéfaction et de transport. Si la marge nette export dépasse la vente locale, la cargaison part. Ce mécanisme n’est pas théorique: il explique les pics de flux vers l’Europe depuis 2022, quand les prix européens ont surperformé de façon prolongée.
Des estimations de marché font état d’un taux de remplissage des stockages de gaz proche de quatre cinquièmes fin août 2025, un niveau compatible avec une fin d’été rassurante. Cet amortisseur ne règle pas le sujet de l’hiver: les injections cessent, la consommation grimpe, et la flexibilité repose sur les importations spot ou l’activation de capacités contractuelles.
Conséquences pour les groupes français et les pme
La promesse d’un accès tarifaire plus favorable aux États-Unis et l’idée d’achats d’énergie plus massifs depuis l’Amérique redessinent la carte des risques et opportunités pour les acteurs français. Les grands énergéticiens et les industriels électro-intensifs ne seront pas affectés au même rythme ni avec la même intensité.
Totalenergies: portefeuilles gnl et arbitrages commerciaux
TotalEnergies a déjà renforcé son exposition au GNL américain ces dernières années. Une montée en puissance de l’approvisionnement US en Europe consoliderait cette stratégie. L’enjeu devient l’optimisation des contrats long terme et des cargos flexibles, afin de capter les spreads de prix et d’acheminer rapidement vers les terminaux européens les plus rémunérateurs.
Sur le plan des ventes aux clients industriels français, le groupe pourrait proposer des formules indexées plus proches des coûts de sourcing américain lorsque la liquidité le permet. Cela suppose, en miroir, d’absorber le risque de congestion logistique et de renchérissement temporaire des frets.
Engie: sécurisation des volumes et offre aux clients b2b
Engie, au croisement de la fourniture, du trading et des services énergétiques, est en première ligne. Les promesses d’achats massifs en provenance des États-Unis positionnent les équipes d’approvisionnement sur un triptyque: capacité, flexibilité, couverture. Les clients industriels français, attentifs à la prévisibilité des prix, demanderont des options et des clauses de sortie plus fines pour gérer l’incertitude sur les volumes.
Le pilotage des risques devient central: exposition aux indices américains, volatilité des références européennes, disponibilité effective des créneaux de regazéification sur les terminaux de l’Hexagone et des pays voisins.
Edf et orano: le versant nucléaire et les coopérations technologiques
Le volet nucléaire de l’accord est davantage une affaire de coopération industrielle et de propriété intellectuelle qu’un flux d’importations immédiat. Les technologies de combustible, les composants pour réacteurs et la R&D sur les petits réacteurs modulaires peuvent accélérer via des partenariats spécifiques. L’impact financier se matérialise sur plusieurs années, à la différence d’un achat d’énergie fossile livrable à court terme.
Les directions juridiques devront baliser la circulation de données techniques sensibles, vérifier la compatibilité avec les normes européennes, et sécuriser les clauses de juridiction et de confidentialité lors de partenariats avec des fournisseurs américains.
Clauses contractuelles à surveiller dans les contrats GNL
Les contrats long terme intègrent souvent des clauses take-or-pay, des fenêtres de livraison, des options de redirection et des pénalités de non-performance. Pour une ETI énergivore, négocier des marges de flexibilité sur les volumes et sur la destination peut valoir autant que 1 à 2 euros par MWh sur le prix facial. Le suivi des navires et des congestions terminal est devenu un KPI.
Marché intérieur européen, concurrence et fiscalité: l’équation de fond
La Commission européenne peut organiser des achats groupés sur le GNL et faciliter l’agrégation de la demande. Elle ne peut en revanche ni contraindre des entreprises privées à acheter une origine plutôt qu’une autre, ni préempter des volumes au détriment des règles du marché. Les articles du Traité relatifs à la concurrence encadrent les ententes et les aides publiques, limitant les interventions directes.
Cette réalité fait de l’engagement d’achats un objectif politique plus qu’une injonction à destination des opérateurs. Les États membres peuvent soutenir des infrastructures, accorder des facilités administratives et sécuriser les terminaux de regazéification. Mais la décision d’achat reste, in fine, une décision économique prise par des entreprises soumises à des contraintes contractuelles préexistantes.
Sur le plan fiscal, les importations d’énergie en France suivent les régimes de TVA et de douane applicables à l’ensemble des biens. Des mécanismes d’exonération ou d’autoliquidation existent dans des cas précis, y compris pour certaines opérations liées à l’international. Les directions financières doivent vérifier au cas par cas le traitement admissible, la possibilité de déduire la TVA et l’option de report à l’importation.
Les accords horizontaux entre acheteurs visant à fixer un prix ou à se partager des volumes peuvent tomber sous le coup de l’interdiction d’ententes. Des mécanismes d’achats groupés encadrés et transparents sont conçus pour éviter ces écueils. Les aides d’État aux terminaux ou aux stockages doivent être notifiées et proportionnées à l’objectif d’intérêt général.
Un engagement énergétique sous contraintes: ce que disent les chiffres
La trajectoire à 250 milliards de dollars annuels appelle un saut d’échelle. La part européenne dans les exportations énergétiques américaines s’est accrue depuis 2022, tirée par le GNL. Si la tendance est positive, franchir d’un cran vers une telle concentration des flux sur l’UE reste difficile à réconcilier avec les intérêts commerciaux des producteurs américains, qui arbitrent aussi vers l’Asie.
Les scénarios de montée en puissance reposent sur trois leviers: capacités additionnelles côté liquéfaction US et terminaux EU, réallocation de cargos au détriment d’autres régions, et instruments financiers pour sécuriser les prix et volumes. Chacun de ces leviers a un coût et un calendrier.
L’accélération des chantiers industriels n’est pas instantanée. Les décisions d’investissement se prennent sur 10 à 20 ans, pas sur 3 ans.
À cela s’ajoute l’effort européen de diversification. La baisse structurelle de l’empreinte du gaz russe, objectif affiché pour la fin de la décennie, conduit l’UE à répartir ses achats entre plusieurs origines. Une bascule trop rapide vers une seule provenance reproduirait une vulnérabilité que les entreprises ont découvert douloureusement en 2022.
Conversion en ordres de grandeur: que représente 250 Md USD par an
À 250 Md USD, l’ordre de grandeur équivaut à plusieurs milliers de cargaisons de GNL ou à des dizaines de milliards de barils équivalent pétrole, selon le mix. Même en combinant pétrole, gaz et technologie nucléaire, atteindre ce volume auprès d’un seul partenaire nécessite d’écarter d’autres fournisseurs et de reparamétrer des routes maritimes et des contrats existants de façon massive.
Tensions commerciales évitées, incertitudes opérationnelles maintenues
Le volet tarifaire est la partie la plus immédiate et la plus lisible pour les exportateurs européens qui ont souffert de la volatilité des barrières à l’entrée depuis plusieurs années. Les fiches et questions-réponses de l’administration douanière française offrent des repères sur les modalités pratiques et les éventuelles contre-mesures si la situation venait à dégénérer à nouveau (DGDDI).
En revanche, le pilier énergétique demeure entouré de variables clés: périmètre des biens et services, articulation avec les contrats de long terme existants, arbitrages logistiques, disponibilité réelle des capacités, et trajectoires de prix. La précision de ces paramètres sera scrutée lors des prochaines rencontres sectorielles, où les acteurs publics et privés pourront préciser feuilles de route et jalons.
Du point de vue des entreprises françaises, trois points de vigilance s’imposent: sécuriser des droits d’accès aux terminaux européens, renforcer les couvertures de prix sur des maturités plus variées, et conserver un portefeuille équilibré d’origines d’approvisionnement afin de préserver la capacité de négociation face à tout fournisseur.
Ce que les directions financières et achats énergie doivent surveiller au second semestre 2025
Le rythme d’exécution dira si l’accord s’inscrit dans les faits ou s’il reste un signal politique. Les directeurs financiers, achats énergie et commerciaux devront suivre trois indicateurs: la publication des listes tarifaires détaillées côté américain, l’annonce de capacités nouvelles côté liquéfaction et regazéification, et l’évolution des spreads de prix entre hubs qui conditionnent la direction des flux.
Dernier rappel: la promesse de 250 milliards de dollars annuels, citée dans la déclaration commune, est aujourd’hui davantage un plafond politique qu’un business plan. Quelques voix dans la presse ont utilisé des termes cinglants pour qualifier le déséquilibre supposé de l’accord, ce qui illustre la polarisation du débat et l’importance d’un suivi chiffré au fil des mois (Forbes France).
Au final, l’accord US UE redistribue des cartes tarifaires utiles aux exportateurs, mais son volet énergétique ne convaincra qu’à l’épreuve des cargos, des capacités et des prix: c’est par l’exécution que cette promesse deviendra, ou non, une réalité économique.