Chaque semaine, nos experts analysent le marché de l’énergie pour vous apporter un éclairage sur l’évolution des prix du marché de l’énergie. Retrouvez notre analyse pour la semaine du 10 Janvier 2022 ci-dessous :
Le marché de l’électricité
Une baisse globale sur les marchés électriques européens
Cette semaine est signe de baisse globale sur les marchés électriques européens suite aux gains constatés la première semaine de l’année. La volatilité des contrats calendaires pour l’année 2023 reste significative mais cette baisse s’inscrit dans le cadre de nouvelles informations publiées concernant le marché électrique français. Alors que les températures étaient en baisse soudaine et la demande d’électricité pour le chauffage grandissante, les prix spots (livraison pour le lendemain) initiait une tendance baissière accompagnée d’une meilleure production renouvelable (solaire, éolien ou encore hydro-électrique). Pour les contrats à terme, la tendance baissière se confirme également, parallèlement aux marchés gaziers et des émissions carbone qui corrigent par rapport à la semaine précédente.
La mise en service du réacteur Flamanville 3 reporté
Néanmoins, EDF annonçait mercredi que la date de mise en service du réacteur de Flamanville 3 initialement prévue à la fin 2022 serait reportée au second trimestre 2023 pour une coût total du projet estimé à 12,7 milliards d’euros (+300 millions d’euros).
Baisse des prévisions de production nucléaire pour 2022
En fin de semaine, l’actualité a, ici encore, été riche du côté de l’opérateur historique français. Vendredi, EDF revoit à la baisse ses prévisions de production nucléaire prévue pour 2022 : de 330-360 TWh à moins de 300-330 TWh. C’est un niveau inférieur à celui constaté en 2020, alors même que le niveau de cette année-là était déjà très bas. Il semblerait que les indisponibilités supplémentaires de plusieurs réacteurs en soit la cause (à Civeaux et Chooz, notamment). Conséquence, les prix de marché repartent à la hausse jusqu’en fin de session.
Une augmentation de 20 TWh du volume d’ARENH disponible
Dans le même temps, le gouvernement annonçait augmenter le volume d’ARENH disponible pour l’année 2022 de 20 TWh dans l’objectif d’endiguer la hausse des prix de l’électricité. Ces volumes supplémentaires seront toutefois vendus à 46,20 €/MWh, au lieu des 42€/MWh prévu par le dispositif. Le ministère estime pour l’heure qu’une telle mesure devrait coûter 2 milliards d’euros. Néanmoins, si le gouvernement souhaite tenir ses promesses faites quelques semaines auparavant, une telle mesure semblait être inévitable tant les prix ont été volatiles (à la hausse) ces derniers mois. Ainsi, le vendredi 14 janvier, les contrats Cal 2023, 2024 et 2025 s’établissent respectivement à 128,26 €/MWh, 95,63 €/MWh, et 89,57 €/MWh, soit une variation respective de -3,20%, -0,82% et de -1,52% sur la semaine.
Les perspectives d’évolution du prix de l’électricité
Ces différentes annonces semblent soulager légèrement le marché en cette nouvelle semaine. Les mesures prises par le gouvernement, sous réserve de surveillance de leur application et répercussion sur les finances des particuliers et entreprises par la CRE, semblent nécessaires. EDF toutefois ne voit sans doute pas d’un très bon œil ce cadeau supplémentaire fait aux fournisseurs alternatifs, alors que le marché semble être pour l’heure mal calibré et inefficient au niveau européen.
Le marché du Gaz
Une légère tendance baissière sur les marchés européens du gaz naturel
Sur les marchés européens du gaz naturel, une légère tendance baissière a commencé à se dessiner depuis le lundi 10 janvier. L’approvisionnement gazier en provenance de Norvège était meilleure en début de semaine, autour de 348 mm cm/jour en moyenne (contre 341 mm cm/jour le vendredi précédent). Dans le même temps, les exportations russes restaient relativement stables, autour de 185 mm cm/jour en moyenne. Les stocks européens commencent péniblement à se reconstituer, ce qui donne un nouveau souffle au prix de marché du gaz naturel. Bien que ces stocks soient toujours bien en-dessous de ce qu’ils étaient en 2020, leur remplissage semble s’améliorer, ce qui est de bon augure pour continuer un recul durable des prix. Par ailleurs, les différentes prises de profit des acteurs financiers du marché ont permis de soutenir la tendance baissière des contrats à terme, en tout cas jusqu’au vendredi. Le vendredi 14 janvier, les contrats Cal 2023 et 2024 se négociaient respectivement à 44,809 €/MWh et 29,206 €/MWh, soit une baisse respective de -4,24 €/MWh (-7,82%) et de -0,001 €/MWh.
Une progression des importations européennes de GNL
Du côté du GNL, les importations européennes continuent de progresser au détriment des ports asiatiques. Cette tendance est confirmée par le fait que l’Indonésie autorise le jeudi 13 janvier 37 navires supplémentaires (en incluant les 14 navires annoncés plus tôt dans la semaine) à partir pour l’exportation et ainsi enrichir l’offre asiatique de charbon. Cela a pour conséquence une détente significative de la demande intérieure chinoise notamment, très consommatrice de charbon. La compétition entre le charbon et le gaz étant moins forte en Asie, les méthaniers ont plus de chances d’arriver en plus grande quantité sur les côtes européennes.
En fin de semaine, le vendredi 14 janvier, les prix du gaz naturel remontent légèrement à contrecourant des jours précédents. Une maintenance imprévue au gisement gazier norvégien de Troll a fait chuter les exportations de 342 mm cm/jour à 328 mm cm/jour en moyenne. Dans le même temps, les importations russes sont restées stables au niveau constaté en début de semaine. Tant que les flux gaziers russes restent faibles et les stocks bas, les importations norvégiennes joueront un rôle important dans la détermination des prix du gaz naturel. Cette situation est exacerbée par les tensions géopolitiques sur la question de l’Ukraine entre les forces russes et le reste de la communauté européenne.
Marché des émissions
Le prix du CO2 est relativement stable
Du côté du marché des émissions, le prix du CO2 reste relativement stable cette semaine. Néanmoins, la session de lundi laissait présager une légère tendance à la baisse (-5,33 €/tCO2 par rapport à la session précédente). Force est de constater que les EUA (contrat Dec.22 ) sont restés volatiles dans une fourchette de prix comprise entre 80 et 83 €/tCO2. Cette chute des prix constatée le lundi 10 janvier est certainement à attribuer au fait que ce soient les premières enchères de l’année renforcées par la baisse du prix des actions. Par ailleurs, les acteurs spéculatifs jouent également leur rôle en profitant de la situation actuelle du marché.
Une première ébauche des nouvelles propositions
Du point de vue réglementaire, une première ébauche des nouvelles propositions de réformes du système (the Parliament ENVI’s report) attendu pour vendredi, a été liké dans les médias dès jeudi 13 janvier. Cette ébauche, entre autre, doit présenter les modalités du nouveau système incluant les bâtiments et le transport dans le dispositif ou encore les éventuelles révision de la Commission concernant l’allocation gratuite des quotas. Quoiqu’il en soit, les EUA demeurent relativement stables, dans un contexte de recherche de direction pour l’année à venir. Le vendredi 14 janvier, le contrat de référence Dec.22 se négociait à 82,08 €/tCO2 (-3,91 % sur la semaine).
Le marché du charbon et du pétrole
Le variant Omicron moins impactant sur la consommation de carburant que prévu
Grosse semaine pour l’or noir, avec des gains conséquents à la fois sur le Brent (mois+1) tout comme sur le WTI (mois+1). Le Brent (pétrole brut de la Mer du Nord) atteint même un plus haut depuis ces trois dernières années à 86,08 $/bbl pour une livraison en février 2022. Sur la semaine, cela équivaut à une augmentation de +4,33 $/bbl (+5,30 %). Plusieurs facteurs peuvent être à l’origine de ce rebond significatif. On peut évoquer notamment les interruptions de production en Libye, au Nigéria, en Angola, ou encore au Canada qui exercent une pression sur l’offre déjà réduite. Dans le même temps, la demande mondiale semble repartir à la hausse ces dernières semaines, le variant Omicron étant vraisemblablement moins impactant sur la consommation de carburant que prévu. Par ailleurs, au plus fort de la crise sanitaire, plusieurs entreprises de forage de pétrole avaient dû mettre la clé sous la porte avec la chute des prix mondiaux du baril. Tous ces facteurs, appuyé par le faible volume d’offre injecté par les pays producteurs de l’OPEP+ (contrairement aux annonces faites en début d’année), ont poussé les prix mondiaux du pétrole brut à la hausse.
Le prix du charbon continue d’augmenter en Europe
Pour terminer sur le charbon, comme nous l’évoquions plus haut la principale préoccupation reste la situation indonésienne et le blocage des exportations de charbon. En effet, pour faire face aux pénuries d’électricité, le gouvernement indonésien avait obligé les producteurs locaux à vendre 25% de leur production à prix plafonné à 70$/t. Toutefois, un assouplissement de ces règles protectionnistes (envoi de navires pour l’export) devrait permettre de soulager légèrement le marché.
En Europe, les prix continuent d’être en hausse avec une demande toujours forte pour la production d’électricité. Le vendredi 14 janvier, le contrat API2 Cal 2023 clôture à 104 $/t, en hausse de 7,30 $/t sur la semaine. Le marché reste globalement très tendu mais si les exportations reprennent, l’on pourrait possiblement constater une correction pour la semaine à venir. Affaire à suivre.
Note d’Analyse par : Loïc Arilaza Analyste Pricing, Capitole Energie
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