Nos analystes décryptent l’actualité du marché de l’énergie (gaz, électricité, pétrole, charbon et émissions) pour la semaine du 31 octobre 2022. Découvrez dans cet article leurs perspectives pour les semaines à venir.
Marché de l’électricité
Sous le seuil symbolique des 500 €/MWh
Cette semaine, la courbe de long terme sur les marchés de gros de l’électricité en France a poursuivit sa tendance baissière pour la 3ème fois consécutive. En effet, les prix du contrat CAL23 Baseload ont diminué de -6,91 €/MWh en une semaine pour clôturer à 496,04 €/MWh (soit une baisse de -1,37%). Alors que les prix semblaient se maintenir dans un corridor de prix entre 500 et 550 €/MWh depuis début octobre, le marché a clôturé sous le support symbolique des 500 €/MWh ce vendredi 4 novembre. Malgré un redémarrage du nucléaire qui est plus lent que les prévisions initiales, le graphique de long terme ci-dessous illustre bien que le marché n’était pas descendu aussi bas depuis fin juillet.
Le redémarrage du nucléaire à la traine
Pour rappel, afin de lutter contre l’envolée des prix, EDF s’est engagé début septembre à redémarrer les réacteurs nucléaires étant arrêtés pour maintenance ou pour corriger certains problèmes de corrosion identifiés. Face à ces objectifs ambitieux, EDF peine à respecter les délais puisque certains réacteurs subissent une prolongation de leur arrêt. L’énergéticien a notamment repoussé le redémarrage de 7 réacteurs (8,4 GW) pour une durée additionnelle allant de quelques jours à 3 mois. Ainsi le redémarrage des réacteurs de Cattenom 1 et 3, de Chooz 1 et de Penly 2 sont repoussés en 2023. Aujourd’hui 26 des 56 réacteurs nucléaires dont dispose la France sont toujours à l’arrêt, accentuant alors les risques d’approvisionnement énergétique pour cet hiver. Néanmoins, on note une nette amélioration avec le redémarrage prévu de 5 réacteurs au cours du mois de novembre (Cattenom 4, Gravelines 3, Dampierre 2, Chinon 3 et Tricastin 4) permettant de débloquer près de 5 GW de capacités de production nucléaire. Malgré ces efforts, EDF a annoncé ce jeudi 3 novembre devoir réduire de 5% son objectif de production nucléaire pour l’année 2022 (à 275-285 TWh) en raison de la prolongation de l’arrêt de certains réacteurs et l’impact des grèves.
Accélération du renouvelable pour passer l’hiver
En raison du manque de disponibilité nucléaire, le gouvernement a demandé à EDF ainsi qu’aux autres énergéticiens de maximiser la production hydraulique et éolienne afin d’éviter d’éventuelles pénuries d’électricité cet hiver. Alors que l’hydroélectricité représentait environ 12% de la production d’électricité en France en 2021 (environ 7% pour l’éolien), la ministre de la Transition énergétique a demandé au PDG d’EDF d’augmenter la production d’électricité renouvelable. Cela se caractériserait par un débridage des éoliennes selon leur exposition aux vents mais également par la suppression d’une redevance s’appliquant aux exploitants des barrages dans le cas d’une augmentation de puissance. En parallèle, l’Etat souhaite mettre les bouchées doubles sur le développement du renouvelable par le biais d’une loi permettant d’accélérer le solaire et l’éolien. Ainsi, Emmanuel Macron s’est fixé pour objectif d’atteindre 100 GW de capacités solaires et 40 GW de capacités éoliennes. Sur 2021, on note une augmentation de 20% des installations photovoltaïques selon Enedis représentant une production totale de plus de 13 GW.
La tendance baissière des prix de gros de l’électricité du mois d’octobre semble se poursuivre sur ce début du mois de novembre. L’hiver approche mais les températures restent toujours au-dessus des normales de saison pour le moment, permettant de réguler la demande d’électricité.
Les récentes annonces de prolongation de l’arrêt de certains réacteurs nucléaires semblent n’impacter que très peu le marché. De plus, avec l’accent mis sur l’augmentation de la production d’électricité renouvelable ainsi qu’avec le redémarrage de 5 réacteurs courant du mois de novembre, on peut s’attendre à de nouvelles baisses de prix. Dans le cas où le thermomètre descendrait fortement, le marché pourrait cependant repartir à la hausse en remontant au-dessus des 500 €/MWh.
Tristan BAUDU, Analyste Pricing
Marché du gaz
En vue de retrouver des cours normaux à court terme
Depuis le mois d’août où nous avions connu un pic record, les prix du gaz sont en chute libre. Les baisses sont de plus en plus importantes d’une semaine à l’autre. Les contrats pour une livraison en 2023 (France PEG CAL 2023) ont donc clôturé à 111,73 €/MWh ce vendredi 4 novembre, soit une baisse de -18,68€/MWh sur la semaine.
L’IAE présente un rapport alarmiste sur les capacités de stockage 2023/2024 ?
Comme nous l’annoncions la semaine dernière, le remplissage des stockages pour l’hiver 2023/2024 se fera très difficilement. Cette année, les objectifs ont été atteints car la Russie n’a ralenti ses livraisons de gaz qu’à partir de la deuxième moitié de l’année. En 2023, le problème d’approvisionnement devrait donc s’accentuer. En effet, le pertes russes sur cette année représentaient un peu plus de 60 milliards de mètres cubes. A noter que cette quantité de gaz n’a pas été couverte complétement par les flux supplémentaires proposés par certaines nations (via les méthaniers transportant du GNL). L’inconvénient réside dans le fait que ces différents pays ayant compensé les pertes russes tels que l’Azerbaïdjan (+50%), la Norvège (+5%) ou l’Algérie (+10%), sont au maximum de leur capacité de livraison. Il faudra donc obligatoirement trouver d’autres partenariats d’ici 2023 si la situation entre la Russie et l’Europe ne s’arrange pas. De plus, le secteur industriel devra bien redémarrer à un moment ou à un autre, ce qui induira forcément une reprise de la demande, et donc une pression supplémentaire sur les prix. La Chine prévoit déjà aussi sa reprise économique. En effet, les dirigeants chinois prévoient de ne plus revendre de gaz aux pays européens. Gros consommateurs, ils pourraient absorber une bonne partie de l’offre de GNL pour les échéances à venir.
Un avenir énergétique incertain
A court terme, les nouvelles sont toujours aussi bonnes. Cependant, les échéances plus lointaines restent toujours aussi incertaines. L’état futur du marché gazier dépend principalement des futures politiques énergétiques qui seront mises en place. Des mesures ont été proposées, mais rien n’a été appliqué pour le moment. Ces mécanismes abordés récemment ne peuvent pas devenir opérationnels du jour au lendemain, étant donné qu’ils concernent un grand nombre de pays européens. En effet, ces pays n’ont pas forcément tous les mêmes problématiques ni les mêmes ambitions.
Enfin, le deuxième facteur susceptible d’influencer les prix du gaz reste l’offre. Comme nous l’avions déjà dit, l’offre de gaz dont a bénéficié l’Europe en 2022 ne sera pas suffisante en 2023. Il faut donc trouver des alternatives, et accélérer le développement des projets énergétiques existants. Pour ce faire, certains pays accélèrent dans la recherche de nouveaux puits gaziers. C’est notamment le cas de Barnette Shale U.S Energy (entité productrice d’hydrocarbure basée aux Etats-Unis), qui annonce une acquisition avec EagleRidge (société pétrolière et gazière). L’objectif de ce projet est donc un plan de forage composé de douze puits. Ce projet devrait produire 12 millions de pieds cubes nets par jour, ce qui n’est pas négligeable.
A court terme, les nouvelles sont toujours aussi rassurantes. Les stocks de gaz européens devraient suffire à passer l’hiver. Durant cette période, le prix devrait rester stable et donc se situer dans un corridor de prix compris entre 100 et 150 €/MWh. Certes, la tendance est baissière depuis maintenant plusieurs semaines, mais une baisse de température pourrait relancer la demande de gaz, que ce soit pour le chauffage ou la production d’électricité.
Il y a moins de visibilité concernant les échéances à plus long terme. Selon les informations disponibles. La tendance est haussière puisqu’aucun partenariat ne suffira à couvrir les pertes russes sur l’année 2023. La seule issue à ce jour, qui pourrait sécuriser le marché du gaz, reste le nouveau mécanisme de prix qui « devrait » être mis en place, si celui-ci fait l’unanimité an sein de l’union européenne.
Yanice MEGUENNI, Analyste Pricing
Marché du pétrole
Les prix du brut continuent de remonter tirés par un potentiel réveil de la Chine et les tensions côté offre
Cette semaine, le prix de l’or noir (BRENT de la Mer du nord, pour une livraison en janvier 2023) repart légèrement à la hausse sur fond de potentielle reprise économique forte de la Chine et pressions exercées sur l’offre mondiale. Le vendredi 4 novembre, le Brent mois+2 se négociait à 98,57 $/t, soit 2,80 $/t de plus sur le vendredi précédent (+ 2,92%). Le dollar continue d’être une valeur refuge, alors même que l’offre n’est pas abondante sur le marché à terme. Les réductions d’objectif de production de l’OPEP+ pour maintenir un prix élevé font effet, et si la demande s’accroît, le prix du baril pourrait tutoyer à nouveau les 100 $. D’autre part, si les désirs de plafonnement des prix des exportations de pétrole russe se réalisent, cela porterait un coup supplémentaire à un niveau d’offre déjà sous pression.
Le mercredi 2 novembre, la réserve fédérale américaine (Fed) annonçait rehausser son taux d’intérêt directeur de 0,75 point de pourcentage pour soutenir le dollar et ainsi combattre l’inflation. Le taux directeur actuel se situe désormais à son niveau le plus haut depuis près de 15 ans. Selon certains analystes, le taux pourrait atteindre 5% en 2023, afin de réduire l’inflation américaine autour de 2%, contre plus de 6 % en France sur le mois d’octobre 2022. Même si l’inflation doit être contenue autant que possible, plus les taux d’intérêts sont élevés, plus la récession est probable. A court terme, l’effet immédiat sur la demande se fait déjà ressentir. Le baril étant négocié en dollar, tous les acheteurs disposant de devises étrangères (au dollar) voient leur pouvoir d’achat impacté. De plus, les investisseurs (ou « spéculateurs de pétrole » dit « papier ») ont logiquement moins d’appétit pour le brut au regard du prix actuel. Ces éléments vont plutôt dans le sens d’un ralentissement de l’élan que prend la courbe de long terme, même si du côté de l’offre la situation est peu rassurante.
L’OPEP+ réduit effectivement l’offre disponible
En effet, côté offre, l’OPEP+ continue sa stratégie de rétention et permet de maintenir un prix du baril avantageux, en tant qu’exportateurs majeurs. Les objectifs de réduction de production semblent être respectés par les membres de l’Organisation, alors même que le niveau des réserves stratégiques américaines est critiquement bas. La semaine du 24 octobre, les stocks commerciaux américains ont reculé de près de 3,1 millions de barils pour s’établir à 436,8 millions de barils. Ces niveaux très bas ont largement ralenti les volumes dédiés à l’exportation, ce qui contracte d’autant plus l’offre.
L’idée de plafonnement des prix d’achat du pétrole russe est toujours dans les tuyaux. Si en Europe l’embargo sur le pétrole russe est déjà acté et entrera en vigueur début décembre, le G7 n’a pas encore tranché concernant le plafonnement des prix. L’Arabie saoudite critique cette potentielle mesure depuis plusieurs semaines déjà. Et elle n’est pas la seule. La Russie, de son côté, a déjà affirmé ne plus livrer les pays signataires d’une telle mesure, ce qui devrait tendre encore un peu plus les quantités disponibles. Par ailleurs, si la décision ne s’opère que d’un côté du globe et pas de l’autre (en Asie, essentiellement) l’impact sur la balance commerciale russe restera limité, tout en pénalisant une Europe déjà en crise. Le débat reste ouvert.
Globalement, le sentiment général reste partagé (cette semaine encore) entre craintes de récession et donc recule de la demande, et pressions exercées sur l’offre mondiale. Quoiqu’il en soit, pour l’heure, le prix du baril se rapproche des 100 $/barils, mais pourrait ne pas s’y maintenir très longtemps, sauf si la Chine entre dans la danse. L’équilibre reste donc précaire.
Loïc ARILAZA, Analyste Pricing Team Leader
Marchés du charbon et des émissions
Cette semaine encore, le prix du charbon européen continue de s’orienter à la baisse
Pour le charbon, les courbes de court terme comme de long terme continuent de s’orienter à la baisse une semaine supplémentaire. En Europe, le vendredi 4 novembre et pour une livraison en décembre (Rotterdam API 2 December 2023), la tonne de charbon se négociait à 216,00 $/t, soit 21,45 $/t de moins en une semaine. A long terme, la même tendance s’observe, et le Rotterdam API 2 Cal 2023 clôturait à 208,12 $/t, soit 19,48 $/t de moins sur le vendredi précédent (- 8,56%).
Même si le charbon reste une source primaire importante pour la production d’électricité en Europe et plus largement dans le monde, la disponibilité nouvelle de gaz (notamment de GNL) et son prix à la baisse permet une demande plus faible ces dernières semaines, en tout cas en Europe. Au niveau mondial, pourtant, la consommation de l’année 2022 devrait atteindre un pic, non atteint depuis 2013. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la consommation mondiale devrait augmenter de 0,7% cette année. Malgré l’urgence d’œuvrer contre le réchauffement climatique, les problématiques de court terme ont pris le dessus sur les considérations climatiques. Si toutefois le prix du gaz naturel continue de s’orienter à la baisse, et que les températures restent au-dessus des normales de saison, le prix de la tonne pourrait continuer de baisser.
Le prix des quotas repart légèrement à la baisse après les hausses notables de la semaine précédente
Le marché européen d’échange de quotas d’émission corrige à la baisse cette semaine. Le vendredi 4 novembre, le contrat de référence EUA Dec. 22 clôturait la semaine à 76,36 €/t, soit 4,85 €/t de moins que le vendredi précédent (-5,97 %). Le prix du gaz naturel étant en perpétuelle baisse depuis plusieurs semaines, l’usage de ce dernier pour la production d’électricité s’avère moins coûteux. Le gaz est donc naturellement plus sollicité que le charbon, qui pollue bien plus et nécessite donc plus de droits à polluer. Les températures sont pour l’heure clémentes, et tendent à détendre le marché. Toutefois, l’approche de l’hiver pourrait inverser rapidement la tendance. La nuance reste donc de mise sur les marchés cette semaine, même si l’enthousiasme est réel et justifié.
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