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 3 février 2023.
Marché de l’électricité
Le marché toujours sous les 200 €/MWh
Cette semaine, la courbe de long terme sur les marchés de gros de l’électricité en France s’est corrigée à la hausse après une semaine baissière. Le marché est venu frôler la barre symbolique des 200 €/MWh ce mercredi 1er février avant de repartir à la baisse en fin de semaine. Cela s’explique en partie par une faible production d’électricité éolienne ainsi que par une nouvelle réduction des capacités de production en raison des mouvements de grèves. On observe alors une hausse significative de +5,03 % avec un prix de clôture de 193,09 €/MWh ce vendredi 3 février. En effet, les prix du contrat CAL 24 Baseload ont augmenté de + 9,24 € en une semaine.
Au-delà, après avoir atteint les 80 GW en périodes de pics toute la semaine précédente, on observe une forte baisse de la consommation cette semaine. En cause, l’adoucissement des températures a poussé la demande à la baisse avec des pics de consommation à 70 GW en semaine et à 60 GW ce week-end (soit une baisse d’environ 10 à 15%).
Le secteur du nucléaire en mouvement
Alors que la capacité nucléaire reste encore inférieure de 4,1 GW aux prévisions d’EDF, la disponibilité du parc a néanmoins progressé de 4,6 GW par rapport à la moyenne de décembre 2022. Elle s’établit à 43,9 GW ce mardi 31 janvier), grâce notamment au redémarrage du réacteur Cattenom 1 (1,3 GW). EDF a également raccordé Gravelines 4 (910 MW) ce jeudi 2 février et prévoit de remettre en fonctionnement 5 autres réacteurs courant du mois de février. Nous devrions alors bientôt atteindre le niveau symbolique de 50 réacteurs en fonctionnement en France et garantissant davantage la sécurité d’approvisionnement énergétique et l’équilibre du réseau. La France est par ailleurs redevenue exportatrice nette d’électricité en janvier 2023 grâce à une forte amélioration de la production d’électricité (+30,6 TWh d’électricité nucléaire en janvier par rapport à décembre) et à une baisse de la consommation.
Emmanuel Macron a convoqué ce vendredi 3 février le Conseil de politique nucléaire afin de s’assurer de l’avancement des projets de construction de 6 nouveaux réacteurs prévus entre 2035 et 2050. De plus, la ministre française de la Transition énergétique a confirmé que le gouvernement allait tout mettre en œuvre pour prolonger la durée de vie des réacteurs de 50 à 60 ans. Cette ambition de placer le nucléaire au centre de la stratégie énergétique n’est pas partagée par tous les pays membres de l’Europe. Conformément à la volonté du gouvernement belge de sortir du nucléaire à horizon 2025, Engie a arrêté définitivement son réacteur Tihange 2 (1 GW) ce mercredi 1er février. La Belgique a toutefois prévu de prolonger l’exploitation de Doel 4 et Tihange 3 jusqu’en 2036.
L’essor des EnR : autre fer de lance de la stratégie énergétique européenne
Alors que, comme nous l’indiquions la semaine dernière, la France n’atteindra pas ses objectifs de déploiement du renouvelable sur la période 2019-2023, l’éolien et le solaire ont fourni pour la première fois plus d’électricité que le gaz en Europe en 2022. En effet, l’éolien et le solaire ont représenté environ 22% de l’électricité contre 20% pour les centrales à gaz. Cette montée en puissance s’explique notamment par une hausse record du photovoltaïque (+39 TWh, soit +24 %) par rapport à 2021.
Le paysage énergétique européen poursuit sa transformation initiée par les réductions de livraisons de gaz russe. Une baisse de près de 20% de l’électricité fossile est prévue en Europe pour 2023 dans ce contexte de fort engouement pour les EnR. Dans la lignée de cette tendance « verte », Iberdrola a annoncé être porteur du plus gros parc photovoltaïque d’Europe. Ce projet devrait démarrer en 2025 et devrait permettre d’installer 1,2 GW de capacités au Portugal.
Les prix de gros sont repartis à la hausse sur les marchés de long terme malgré une baisse de la demande d’électricité cette semaine. L’adoucissement des températures a eu un impact baissier sur la consommation, cependant les épisodes de grèves ont impacté la production à la baisse. À court terme, de nouvelles baisses de production sont à prévoir en raison des reconductions de mouvements sociaux étant source de tension sur le réseau.
Tristan Baudu, Analyste Pricing
Cependant, la forte amélioration du parc nucléaire en février devrait fortement rassurer les acteurs du marché et être un facteur baissier du prix de l’électricité. En parallèle, les prévisions de temps froid et de faible production éolienne la semaine prochaine pourrait impacter les prix à la hausse. À court terme, le marché devrait rester relativement stable avec des prix oscillants entre 170 €/MWh et 230 €/MWh. À plus long terme, le fort engouement européen sur le renouvelable apparaît comme un facteur baissier du prix de l’électricité en apaisant les besoins en centrales thermiques.
Tristan Baudu, Analyste Pricing
Marché du gaz
Le marché du gaz traverse des phases bien distinctes
Durant tout le mois de décembre 2022, les différents produits gaziers ont connu une chute assez brutale. En effet, sur ce laps ce temps, le PEG Cal 2024 s’est vu réduire de 40 €/MWh en moyenne, ce qui n’est pas à négliger. Ensuite, concernant ce mois de janvier 2023, le PEG Cal 2024 est impacté par des variations contraires d’une semaine à l’autre. Cette tendance baissière qui a duré près d’un mois n’est donc plus d’actualité. Celle-ci est remplacée par une phase de relative stabilité.
Depuis ce début d’année 2023, le PEG Cal 2024 a perdu « seulement » 4,5 €/MWh. Cette semaine, les contrats pour une livraison en 2024 ont clôturé à 62,41 €/MWh le 3 février 2023, subissant une hausse de 3,09 €/MWh sur la semaine. Comme les semaines précédentes, les contrats plus long terme comme le PEG Cal 2025, par exemple, sont aussi impactés par cette hausse, mais de manière moins accentuée.
La Russie, attaquée sur tous les fronts, tient le choc
Comme nous l’évoquons de semaine en semaine, le conflit russo-européen ne s’estompera pas de si tôt. D’une part, l’UE prévoit d’intensifier les sanctions qu’elle avait déjà mises en place à l’égard du Président Poutine. Le plafonnement du prix du pétrole russe à l’export à 60 dollars représente une des mesures phares, installée par l’UE. Celle-ci coûte à la Russie quelque 160 millions d’euros par jour. D’autre part, l’actionnaire grec Copelouzo, qui détient initialement 50% du capital du consortium grec Prometheus Gas, va racheter l’autre moitié appartenant jusqu’ici à Gazprom. Le partenariat date pourtant de 1991. Cette décision a été prise dans le but de soutenir les sanctions occidentales suite aux offensives russes menées en Ukraine. Les différentes sanctions économiques envers la Russie arrivent tel un effet domino.
Progressivement, les différentes nations se détachent des différents partenariats historiques signés avec la Russie auparavant. L’énergie étant le nerf de la guerre, plusieurs pays souhaitent investir dans ce secteur afin d’assurer leurs arrières si d’autres liaisons diplomatiques venaient à être froissées. Malgré toutes ces attaques européennes, l’économie russe ne s’est toujours pas effondrée. Selon un rapport du FMI (Fond monétaire international), la Russie a été impactée par une récession l’année passée, mais la baisse du PIB reste « correcte » (-2,2% contre 8,8 % initialement prévu). Pour l’année 2023, la croissance russe pourrait même repartir à la hausse.
Des sanctions européennes insuffisantes
Le plan d’attaque européen ne suffit pas à faire fléchir les Russes. La sobriété énergétique est un élément phare de la stabilité du marché gazier. En outre, celle-ci est étroitement liée au climat variable, que nous ne contrôlons pas. La hausse des exportations mondiales de GNL contribue à conforter l’offre de gaz. Cependant, le prix de cette énergie pourrait subir une inflation prochainement, si la demande asiatique progresse. Nous comprenons donc que changer son fusil d’épaule ne constitue plus une option pour l’UE. Une refonte du merit order s’impose, seule et unique composante que nous pouvons ajuster véritablement.
Pour ce faire, il faudrait dans un premier temps accélérer le déploiement des énergies renouvelables. Dans un second temps, restaurer la puissance nucléaire française. Ces deux énergies sont les premières à être sollicitées pour produire de l’électricité étant donné qu’elles disposent de coûts variables relativement faibles. Des volumes plus importants permettraient donc de solliciter moins souvent les centrales à gaz. Pour l’illustrer, pour le nucléaire, par exemple, un retour à sa moyenne de production des cinq dernières années, permettrait d’économiser 43 TWh de gaz, soit 5% des stocks européens environ.
Pour les semaines à venir, le marché du gaz pourrait se stabiliser selon les dernières. informations dont nous disposons. La demande en GNL chinoise pourrait repartir de plus belle, suite à leur sortie progressive d’un confinement très restrictif. Cependant, selon l’IEA, l’offre mondiale de GNL devrait augmenter de 23 milliards de m3 en 2023, ce qui pourrait suffire à contenir les prix en cas d’inflation. Les remplissages des stocks européens de gaz pour l’hiver prochain devraient donc se dérouler dans de bonnes conditions.
À plus long terme, les nouvelles sont toujours aussi bonnes. Les projets gaziers se multiplient et davantage de nations s’émancipent progressivement des différentes relations économiques qu’elles peuvent entretenir avec la Russie.
Yanice Meguenni, Analyste Pricing
Marché du pétrole
La demande faiblit alors que les stocks américains se reconstituent
Cette semaine, le prix de l’or noir (BRENT de la Mer du nord, et pour une livraison en avril 2023) reste volatil et atteint 79,94 $/baril le vendredi 3 février, soit -6,72 $/baril de moins en une semaine (-7,75 %).
Les cours du brut des deux références mondiales (BRENT et WTI) restent donc volatils cette semaine, mais finissent à la baisse par rapport au vendredi précédent. Chaque semaine, le marché scrute chaque nouvelle, positive comme négative, et cherche toujours sa direction. La demande mondiale reste pour l’heure relativement stable, la Chine ne reprenant que très doucement. Du côté de l’offre, peu de nouvelles significatives, l’approvisionnement se maintient, voire progresse. En effet, aux Etats-Unis, les stocks sont en meilleure forme de semaine en semaine. La Fed, quant à elle, réhausse une fois de plus ses taux d’intérêts directeurs pour contrer l’inflation toujours présente. Le dollar s’affaiblit, ce qui devrait donner plus de pouvoir d’achat aux acheteurs. Les perspectives économiques restent tout de même incertaines. On vous en parle plus bas.
Les cours reculent, grâce à des prises de profits suite aux hausses de début janvier
Dès le vendredi 27 janvier, la courbe s’oriente à la baisse pour garder cette tendance jusqu’en fin de semaine. La semaine précédente, les cours avaient été soutenus par les bons chiffres sur le PIB et sur la consommation américaine. Malgré des anticipations à la hausse, la semaine a donc été marquée par une correction baissière. Les investisseurs ont vraisemblablement encaissé leurs profits, le mois de janvier ayant été financièrement intéressant pour eux.
En Europe, malgré les sanctions économiques lourdes, la Russie résiste et ses exportations se portent bien, notamment par la réorientation d’une bonne partie de ses ventes vers l’Asie (Chine et Inde). En effet, les différents paquets de sanctions prononcés par l’UE, le G7, ou encore l’Australie visent à réduire considérablement les revenus tirés de ses hydrocarbures. Si l’année 2022 a été bonne pour le Kremlin en raison de la hausse spectaculaire des prix des énergies, le gouvernement russe commence à s’inquiéter de la baisse potentielle de ses revenus pour cette année 2023. Le plafonnement des prix de l’UE, du G7 et de l’Australie est entré en vigueur le 5 février, et devrait faire peser des pressions supplémentaires sur l’offre, même si le marché a vraisemblablement déjà intégré ce changement dans leurs anticipations.
La Commission européenne, quant à elle, est toujours en pleine discussion concernant le dixième paquet de sanctions, notamment sur la question d’un plafonnement supplémentaire des prix du carburant comme le diesel.
La Fed réhausse encore ses taux directeurs, l’OPEP+ maintient le statu quo
Le mercredi 1er février, les cours ont été largement déprimés par le rapport hebdomadaire de l’Agence américaine de l’Energie (EIA). Ce rapport a mis en évidence une accumulation nette des stocks de brut et des produits dérivés aux Etats-Unis. Ce constat a été appuyé par une plus faible activité des raffineries depuis les épisodes climatiques de fin décembre 2022. Le stock des réserves stratégiques s’est donc vu complété de 4,1 millions de barils supplémentaires en une semaine, alors que les analystes tablaient plutôt sur une baisse d’un million de barils. Concernant le taux d’utilisation des raffineries, il a reculé à 85,70 %, contre 86,10 % sur la période précédente.
L’OPEP+ s’est par ailleurs réunie une nouvelle fois ce mercredi 1er février pour discuter de la situation sur les marchés du brut. La réunion a finalement abouti sur le maintien du niveau de production décidé en octobre 2022. La non-modification des quotas de production n’a sans doute fait qu’ajouter de la morosité ambiante à un marché déjà très incertain. Les membres de l’Organisation misent vraisemblablement sur une augmentation de la demande mondiale, notamment avec la reprise économique à venir chinoise.
Le futur reste incertain
Les sanctions passées et futures prononcées à l’encontre de la Russie pourraient en revanche resserrer davantage l’étau sur les quantités disponibles. Les cours devraient donc, a minima, se maintenir à un niveau intéressant pour les principaux pays producteurs. Globalement, les chiffres de l’EIA et l’annonce de l’OPEP+ ont incité les opérateurs spéculatifs, qui pariaient massivement sur une hausse des prix de l’or noir depuis des semaines, à se désengager, provoquant un trou d’air.
Enfin, la Fed a revu une nouvelle fois à la hausse ses taux d’intérêt directeurs pour faire face à l’inflation. Cette nouvelle annonce a fait réagir le marché à la hausse mercredi, même si le sentiment haussier est vite retombé dans les heures qui ont suivi. Par ailleurs, la Fed annonçait également vouloir mettre en place des augmentations continues des coûts d’emprunts dans le cadre de sa lutte contre l’inflation.
Le dollar poursuit ainsi son affaiblissement, et a donc donné un pouvoir d’achat supérieur pour les acheteurs disposant d’autres devises. C’est une bonne nouvelle pour le niveau de demande, mais pour l’heure le pessimisme semble vouloir prendre le pas sur la reprise des achats. Les cours devraient donc continuer de fluctuer cette semaine, une réelle direction n’étant toujours pas palpable. Affaire à suivre.
Loïc Arilaza, Analyste Pricing Team Leader
Marché du charbon
Le charbon remonte dans le sillage des prix du gaz naturel
Pour le charbon, la courbe de long terme s’oriente à la hausse cette semaine. En Europe, le vendredi 03 février et pour une livraison en 2024 (Rotterdam API 2 Cal 2024), la tonne de charbon se négociait à 150,47 $/t, soit une variation de +4,52 $/t en une semaine (+3,10 %). À court terme, le produit pour une livraison en mars (Rotterdam API 2 March 2023) perdait quant à lui 2,55 $/t en une semaine, pour s’établir à 138,00 $/t toujours le 03 février.
Le prix du charbon thermique en Europe avait entamé une tendance baissière depuis le 24 janvier 2023 avec une plus faible demande et une offre importante. Malgré la baisse des températures, le charbon réussissait à perdre des plumes, le prix du gaz naturel se réduisant en parallèle avec une bonne production renouvelable et une offre de GNL conséquente.
Cette semaine, les températures sont remontées, mais l’utilisation du gaz naturel a été moindre pour la production d’électricité. Par ailleurs, les prix du gaz naturel continuent de remonter, ce qui devrait augmenter également le niveau de demande de charbon thermique. L’ère du charbon est loin d’être terminée. L’Indonésie, second producteur mondial, annonce en effet pouvoir probablement exporter des quantités records sur l’année 2023. Le niveau de demande devrait aussi rester élevé, les centrales à charbon ayant été rallumées pour faire face à la crise énergétique en Europe. Néanmoins, si le GNL continue d’arriver massivement en Europe au détriment de l’Asie, la demande de charbon sera limitée par celle en gaz, moins couteux pour la production d’électricité
Marché du CO2
Le prix de la tonne de CO2 poursuit son envol et dépasse à nouveau les 90 €/t
Le marché européen d’échange de quotas d’émission poursuit son avancée cette semaine. Le vendredi 03 février, le contrat de référence ICE EUA Dec. 23 clôturait la semaine à 93,29 €/t, soit 4,06 €/t de plus que le vendredi précédent (+4,55 %).
Les hausses se poursuivent donc sur le marché des droits à polluer. L’industrie semble pouvoir reprendre plus que prévu en ce début d’année, même si le sentiment économique général reste morose. Peu de nouvelles concernant le système en lui-même, les discussions se poursuivent, mais une tendance haussière semble pouvoir se dessiner, au moins à court, voire moyen terme. En effet, les objectifs climatiques de l’Union européenne restent élevés, et un prix élevé du CO2 comptera comme une variable essentielle dans l’atteinte de ces objectifs.
Au niveau du marché, la production d’électricité thermique (à partir de charbon et de gaz naturel) a bien repris, ce qui soutient le coût du MWh produit. En effet, les marchés du gaz naturel suivent également une légère tendance haussière depuis plusieurs semaines désormais. Si les niveaux de prix restent « raisonnables », le cours des EUA suivent de près les évolutions des prix de ces deux sources d’énergie primaires. Le prix des quotas pourrait donc très prochainement tutoyer à nouveau la barre symbolique de 100 €/t.
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