Comme chaque semaine, découvrez l’analyse de nos experts sur l’actualité du marché de l’énergie (électricité, gaz, pétrole, charbon…) pour une clôture des prix au 27 janvier 2023.
Marché de l’électricité
Le marché résiste face au froid
Cette semaine, la courbe de long terme sur les marchés de gros de l’électricité en France retrouve sa tendance baissière initiée début décembre 2022. Après avoir atteint son niveau le plus bas lors de la clôture des marchés ce 16 janvier, la tendance s’était largement corrigée à la hausse dans un contexte de baisse des températures et de mouvements de grèves. Malgré des revendications sociales toujours présentes, les récentes annonces semblent avoir atténué les craintes des acteurs quant à l’équilibre du marché. En effet, les prix du contrat CAL 24 Baseload ont diminué de -25,15 € en une semaine. Autrement dit, on observe une baisse significative de -12,03 % avec un prix de clôture de 183,85 €/MWh ce vendredi 27 janvier.
Le réacteur Civaux 1 enfin de retour
Le réacteur 1 de la centrale nucléaire de Civaux a enfin été reconnecté au réseau ce mercredi 25 janvier. Il était à l’arrêt depuis près de 17 mois (depuis le mois d’août 2021). La visite de contrôle décennale de ce réacteur a été à l’origine de la découverte des problèmes de corrosion sous contraintes. Cela est donc rassurant quant à la résolution de ces problèmes de microfissures. Avec le retour de Civaux 1 sur le réseau national, on compte désormais 44 réacteurs en fonctionnement sur un total de 56. La disponibilité nucléaire s’améliore et permet ainsi de produire environ 60% de l’électricité française. Le redémarrage de Civaux 1 apparaît comme un facteur baissier des risques de déséquilibres sur le réseau. Le réacteur Civaux 2 devrait, quant à lui, être reconnecté au réseau le 19 février prochain. Malgré ces bonnes nouvelles, la capacité nucléaire reste encore une fois inférieure de 2,9 GW aux prévisions d’EDF qui prévoyait une disponibilité d’environ 46,7 GW. Les 12 réacteurs encore arrêtés représentent une capacité de 15,1 GW, soit près de 25 % du parc national. Selon les dernières estimations de l’entreprise, nous devrions atteindre une capacité disponible moyenne de plus de 47 GW en février. La reprise du nucléaire est également un facteur baissier du prix de l’électricité puisqu’elle soulage le recours aux centrales thermiques.
Les syndicats appellent à une reconduction de la grève
Les mouvements de protestations sociales contre la réforme des retraites a impacté le marché de l’électricité le 19 janvier dernier. En effet, des ralentissements de production avaient été effectués sur plusieurs centrales électriques, menant à une baisse de près de 9,2 GW de la capacité de production. Les reconductions prévues devraient logiquement impacter le marché en augmentant la tension ainsi que les prix dans un contexte de période hivernale. Nous pouvons ainsi anticiper une nouvelle tension sur le réseau pour le 31 janvier et potentiellement une hausse des prix en début de semaine prochaine.
Un déploiement de l’énergie renouvelable qui peine en France
D’après le Baromètre annuel Observ’ER, la France n’atteindra pas ses objectifs de déploiement du renouvelable sur la période 2019-2023. Concernant l’éolien terrestre, il est prévu d’atteindre 24,1 GW de capacités installées fin 2023, cependant il n’y avait seulement 20 GW fin septembre 2022. Afin de rattraper son retard, la France devrait raccorder environ 4 GW de puissance additionnelle en 2023, une tendance qui semble inatteignable. En effet, la filière n’a jamais atteint les 2 GW de puissance supplémentaire annuelle, notamment en raison des contraintes administratives et d’acceptabilité sociales. De la même façon que pour l’éolien, il faudrait raccorder près de 4 GW de capacités photovoltaïques à horizon 2023 pour atteindre l’objectif de 20,1 GW de capacités installées.
Après une semaine de correction haussière, les prix de gros sont repartis à la baisse sur les marchés de long terme comme l’illustre le graphique. Cette correction haussière s’explique notamment par l’arrivée du froid. Comme l’indique RTE, la consommation moyenne sur la première moitié de janvier était d’environ 55 GW avec des pics à 65 GW. Sur la deuxième moitié de janvier, la consommation moyenne s’est établie à environ 70 GW avec des pics à plus de 80 GW. Malgré cette pression haussière sur la demande, la reprise toujours progressive du nucléaire permet de garantir la stabilité du réseau et de maintenir les prix sur le marché. Sur la base du calendrier de redémarrage prévu par EDF, 7 réacteurs nucléaires devraient être raccordés au réseau d’ici fin février, de quoi rassurer les acteurs et soulager la pression.
Les prix de gros de l’électricité devraient rester proches de 180-220 €/MWh à court terme. Nous nous attendons néanmoins à un épisode haussier en début de semaine prochaine face aux mouvements de grèves reconduits.
Loïc Arilaza, Analyste Pricing
Marché du gaz
Le marché du gaz qui poursuit sa chute vertigineuse
Après être légèrement remontés en cette 3ᵉ semaine de janvier, le PEG 2024 repart à la baisse pour terminer sous la barre des 60 €/MWh. Cela fait plus de 6 mois que nous n’avions pas connu des prix aussi attractifs. En effet, les contrats pour une livraison en 2024 ont clôturé à 59,32 €/MWh le 27 janvier 2023, subissant une baisse de 7,79 €/MWh sur la semaine. Les contrats plus long terme comme le PEG 2025, par exemple, sont aussi impactés par cette baisse, mais de manière moins accentuée.
Les feux sont tous au vert pour permettre une stabilité des marchés du gaz
Cette semaine, nous avons pu assister à une refonte de la demande, pas sous son meilleur jour ces derniers mois. Dans un premier temps, la fin des travaux en Norvège concernant les gazoducs, a permis de reprendre une production de gaz importante. Dans un second temps, durant l’été 2022, une explosion avait touché le site de Freeport LNG au Texas, l’un des plus importants exportateurs de gaz liquéfié américain. Les travaux, permettant de reconstruire cette infrastructure, ont donc pu se terminer cette semaine. Ces deux nouvelles ont pu avoir une incidence sur l’offre, ce qui a accentué la tendance baissière sur le marché.
D’autres éléments ont pu impacter la demande de gaz. Concernant le charbon, nous avions pu observer une tendance baissière. En effet, le COAL API CAL 2024 ($/t) a perdu 32,06 $/t cette semaine. Le gaz et le charbon sont deux produits substituables. Ces deux énergies permettent notamment de produire de l’électricité. En outre, le fait de solliciter davantage de charbon, car moins coûteux, permet de délaisser les centrales à gaz. Une baisse de la demande de gaz aura alors vocation à tirer les prix vers le bas.
Une offre de gaz en perpétuelle augmentation
L’Allemagne met en service un troisième terminal de gaz liquéfié, dans le but d’accélérer l’approvisionnement de GNL. Tout d’abord, cet investissement leur permet d’être plus autonome sur le volet énergétique, et donc de se détacher progressivement de leur dépendance envers la Russie. Ensuite, l’accélération des investissements en logistique, permettent d’optimiser les différents flux de GNL arrivant des quatre coins du monde.
En second lieu, le géant italien ENI annonce avoir trouvé un accord avec la National Oil Corporation of Libya afin de développer des structures permettant d’augmenter la production de gaz. Ce nouveau projet devrait permettre d’approvisionner le marché intérieur libyen ainsi qu’assurer les exportations vers l’Europe. La production débutera en 2026 pour atteindre un volume de 750 millions de pieds cubes de gaz par jour. Ce projet engendrera donc un effet baissier sur les prix du gaz à plus long terme.
À court terme, pour les semaines à venir, les perspectives sont baissières au vu des températures plutôt douces, en comparaison avec les normales de saison.
À moyen terme, la tendance est toujours haussière, malgré des stocks de gaz assez confortables. Il faudra trouver une alternative sérieuse pour compenser les pertes russes.
À plus long terme, les nouvelles sont rassurantes. Les différents projets d’extraction de gaz, ainsi que les investissements concernant les méthaniers, s’intensifient. Plus l’approvisionnement en gaz des différents pays européens sera diversifié, plus le marché du gaz sera stable.
Yanice Meguenni, Analyste Pricing
Marché du pétrole
Les prix restent volatils entre bonnes perspectives et craintes sur la demande
Cette semaine, le prix de l’or noir (BRENT de la Mer du Nord, et pour une livraison en mars 2023) reste volatil et atteint 86,66 $/baril le vendredi 27 janvier, soit -0,97 $/baril de plus en une semaine (-1,11 %).
Les cours du brut n’ont toujours pas trouvé leur direction. Toute la semaine, la courbe n’a cessé de faire du yoyo entre perspectives plus ou moins bonnes concernant la croissance 2023 et donc sur le niveau de demande, et reprise économique lente de la Chine. Néanmoins, ce début d’année est synonyme de « faiblesse » du dollar, la monnaie de référence, en faveur des autres devises, notamment l’euro. Une bonne nouvelle pour le pouvoir d’achat des autres pays, ce qui devrait inciter les investisseurs à acheter plus. De plus, les perspectives de croissance américaine sont meilleures qu’il y a quelques semaines. Une nouvelle saluée par le marché qui voit un potentiel boost de la demande. Enfin, du côté de l’offre, la Commission européenne propose en fin de semaine de plafonner (une fois de plus) les produits raffinés (surtout le diesel) en provenance de Russie. On vous en parle plus bas.
Les perspectives économiques sont incertaines, les acteurs scrutent toute nouvelle positive
En début de semaine, les cours se maintenaient, tirés par un regain de demande chinoise et un dollar moins fort dans le même temps. Si les craintes de récession mondiale sont toujours présentes, la situation reste très incertaine et difficile à lire pour les acteurs du marché. La faiblesse retrouvée du dollar est néanmoins une bonne nouvelle, et devrait permettre de booster les importations des principaux pays consommateurs (Europe, et Asie essentiellement).
Avec le Nouvel An lunaire chinois, les réservations de voyage en avion ont bondi, atteignant près de 50 % du niveau de 2019, lors de la dernière semaine de l’année 2022. Les derniers vestiges de la politique du zéro-Covid s’éloignent de plus en plus, ce qui laisse présager une reprise, certes progressive, mais réelle de la seconde économie du monde. La demande de carburant augmente d’ailleurs sensiblement, ce qui soutient la demande mondiale de brut (la Chine n’important que très peu de produits raffinés) et donc les prix à la hausse. La Covid n’est pour autant pas sorti de tous les esprits, notamment ceux des investisseurs. Il reste en effet trop tôt pour mesurer le réel impact de l’abandon des restrictions sur la situation sanitaire dans le pays. L’avenir nous dira dans quelle mesure cela sera supportable pour l’économie chinoise.
Le début de semaine a également été marqué par les attentes concernant la fin du cycle de resserrement de la politique monétaire de la Fed. Ces attentes continuent de soutenir une augmentation de la demande américaine. En fin de semaine, la publication des indicateurs de croissance américaine a été très bien accueillie par les acteurs du marché.
En effet, un consensus commence à se dessiner sur le fait que l’économie américaine évitera bien un atterrissage brutal. La santé économique du premier consommateur au monde influence directement les cours du brut. Même si la hausse reste pour l’heure limitée, notamment par la faiblesse du dollar, les perspectives sont meilleures, tout comme la visibilité de court/moyen terme. Néanmoins, dans un souci de nuance, les prises de bénéfices empêchent encore les cours de grimper davantage.
Ces 3 dernières semaines ayant été bonnes pour les investisseurs, la tendance haussière pourrait reprendre dès le début du mois de février. L’offre, d’ailleurs, pourrait ne pas être aussi abondante qu’attendue fin 2022, alors que la demande semble pouvoir repartir significativement.
L’offre pourrait se réduire avec l’entrée en vigueur des sanctions contre la Russie
Si la demande semble pouvoir bel et bien repartir, les regards vont de plus en plus se porter du côté de l’offre. En effet, le 5 février prochain, les sanctions européennes et du G7 à l’encontre de la Russie vont entrer en vigueur. La Russie pourrait réduire sa production cette année 2023, ce qui peut avoir tendance à inquiéter les acheteurs. Par ailleurs, la Commission européenne prévoit également de plafonner à 100 $/baril les importations de produits raffinés (notamment le diesel), pour limiter encore les revenus de la Russie. Ce plafond pourrait pénaliser plus encore la Russie, mais également exercer des pressions supplémentaires sur l’offre.
Concernant les stocks commerciaux et stratégiques américains, les stocks commerciaux ont progressé de 500.000 barils, alors que les analystes en attendaient le triple. Les réserves stratégiques restent quant à elles inchangées. Cet accroissement plus faible des stocks commerciaux est dû à la baisse des importations (- 14%), conjuguée à une montée des exportations (+ 21,5 %). Même si ces chiffres restent encourageants, ils ne suffisent pas à rassurer pleinement le marché sur l’offre disponible à venir.
Ainsi, globalement, la tendance haussière devrait se poursuivre cette semaine et celles à venir. Même si les gains restent pour le moment limité, les prix devraient s’orienter à la hausse à court terme. À suivre.
Marché du charbon
Le charbon corrige à la baisse avec une demande en berne par rapport à l’offre
Pour le charbon, la courbe de long terme s’oriente à la baisse cette semaine. En Europe, le vendredi 27 janvier et pour une livraison en 2024 (Rotterdam API 2 Cal 2024), la tonne de charbon se négociait à 145,95 $/t, soit une variation de -32,06 $/t en une semaine (-18,01 %). À court terme, le produit pour une livraison en février (Rotterdam API 2 February 2023) perdait quant à lui 38,15 $/t en une semaine, pour s’établir à 141,00 $/t toujours le 27 janvier.
Les températures hivernales sont là sur une bonne partie de l’Europe, mais la chute continue des prix du gaz permet toujours son utilisation au détriment du charbon, plus émetteur de GES et avec un pouvoir calorifique moindre. Ainsi, la demande de charbon se réduit considérablement, les risques d’approvisionnement gaziers n’étant désormais plus au centre des préoccupations en Europe. Toutefois, le prix devenant plus attractif, la demande de charbon pourrait repartir à la hausse pour la production d’électricité. Ce constat est d’autant plus vrai si les prix du gaz naturel remontent.
Le charbon restera néanmoins primordial cette année, pour la production d’électricité notamment. À la fin de l’hiver, les stocks gaziers devront être reconstitués, ce qui orientera les prix à la hausse, l’offre ne devant pas progresser davantage. La demande mondiale restera également forte, et cet épisode de baisse peut être vu comme une simple accalmie, si l’on en croit la tendance. En effet, cette semaine a été tirée en partie par une demande asiatique (Chine et Inde) moindre pour le charbon thermique. De plus, l’Indonésie, second producteur mondial après l’Australie, prévoit cette année d’exporter des quantités records. Les autorités parlent de quelque 500 millions de tonnes pour l’année 2023.
Marché du CO2
Le prix de la tonne de CO2 s’oriente à la hausse une semaine supplémentaire
Le marché européen d’échange de quotas d’émission s’oriente globalement à la hausse. Le vendredi 27 janvier, le contrat de référence ICE EUA Dec. 23 clôturait la semaine à 89,23 €/t, soit 4,15 €/t de plus que le vendredi précédent (+4,88 %).
Cette semaine est synonyme de hausse notable sur le marché d’échanges de droits à polluer. Les discussions de l’Union européenne sur l’avenir du système se poursuivent, et semblent aller dans le bon sens. Comme nous l’évoquions fin décembre 2022, les quotas ne seront plus, à l’avenir, distribués gratuitement selon les émissions historiques. De plus, de nouveaux secteurs seront désormais concernés par le système, comme cela est déjà acté pour l’aviation et le transport routier.
La stabilité n’est pas encore le mot d’ordre sur le marché de l’énergie. Les fluctuations d’un jour à l’autre sont importantes, le marché cherchant toujours une direction. Néanmoins, les acteurs spéculatifs devraient prendre leurs bénéfices si le prix des EUA continue de monter. Cela pourrait permettre de limiter les gains de court terme. La tendance semble toutefois être toujours à la hausse et la barre des 90 €/t devrait être franchie cette semaine. Nous suivrons ces évolutions avec attention.
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