Cette semaine encore, nos experts vous présentent une analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date du 1er septembre 2023.
Marché de l’électricité
La semaine dernière, les prix de l’électricité ont enregistré une baisse significative, atteignant 145,48 € sur le contrat EEX FRENCH POWER FUTURES CAL-24, marquant ainsi le niveau le plus bas de l’année jusqu’à présent. La ministre de la Transition énergétique, Agnès Pannier-Runacher, a souligné que la France aborde l’hiver à venir avec plus de sérénité par rapport à l’année précédente. La ministre met en avant deux facteurs clés : la réduction de la demande d’électricité d’une part, et une disponibilité accrue du parc nucléaire d’autre part. En effet, le mois dernier, la production nucléaire en France a enregistré une hausse impressionnante de près de 32 % par rapport à l’année précédente.
EDF revoit sa stratégie long terme
Le PDG d’EDF, Luc Rémont, exprime une confiance renouvelée en affirmant qu’il a « pris en main les problèmes industriels » et qu’il s’attaque activement aux problèmes de corrosion. Par ailleurs, le gouvernement a donné son approbation à la nouvelle stratégie d’EDF concernant les contrats à long terme. Depuis plusieurs mois, le groupe EDF cherche à mettre en place une nouvelle stratégie de long terme. Cela consiste à proposer des contrats s’étalant sur une période de 5 à 10 ans pour des clients dépensant plus d’un milliard d’euros en approvisionnement, tels qu’Engie, la SNCF, et d’autres fournisseurs et entreprises.
Cette initiative présente un triple avantage : tout d’abord, elle vise à assurer la rentabilité d’EDF, qui a enregistré une perte de 18 milliards d’euros l’année dernière. Ensuite, elle vise à garantir la transition après la fin du mécanisme de l’ARENH prévue pour 2025.
Enfin, elle permet de proposer des tarifs fixes très compétitifs sur une période de 5 à 10 ans, offrant ainsi visibilité et stabilité. Les tarifs envisagés s’élèveraient à 90 €/MWh, ce qui est nettement inférieur aux prix de marché actuels.
La part de renouvelable dépasse les énergies fossiles en Europe
En ce qui concerne les centrales nucléaires, un rapport de l’Agence Internationale pour les Énergies Renouvelables (IRENA) a révélé que l’année passée 86 % de la capacité de production d’énergie renouvelable en service affichait un coût de production inférieur à celui du charbon et du gaz pour la production électrique. De plus, les coûts moyens pondérés de l’électricité ont connu des baisses notables : une diminution de 3 % pour l’énergie solaire, de 5 % pour l’éolien terrestre et de plus de 22 % pour la géothermie, depuis 2022.
En conséquence, la part de production d’électricité provenant des énergies fossiles au sein de l’Union européenne (UE) n’a jamais été aussi faible, représentant actuellement « seulement » 33 % du mix énergétique, tandis que les énergies renouvelables atteignent désormais une part de 36 % dans le mix énergétique. Au regard des objectifs du programme européen FIT for 55, les coûts des énergies fossiles et l’instabilité du marché mondial du gaz, l’Europe se détourne progressivement de ces sources d’énergie polluantes, réduisant ainsi sa dépendance vis-à-vis des pays exportateurs.
En ce sens, la France accorde un investissement supplémentaire de 4 milliards d’euros dans le secteur de l’hydrogène vert, qui sera utilisé pour progressivement atteindre une production de 1 GW d’ici à 2026 grâce à des appels à projets. L’objectif établi par le gouvernement est d’atteindre une production totale de 6,5 GW d’hydrogène vert d’ici 2030.
Volume ARENH : un maximum de 100 TWH ?
Selon des founirsseurs, le gouvernement français prévoit de maintenir le volume attribué d’ARENH à 100 TWh pour 2024, toujours au prix de 42 €/MWh. Chaque année, les fournisseurs alternatifs exercent une pression pour obtenir des volumes plus importants, tandis qu’EDF qualifie ce système de « poison ». La somme des volumes demandés par les fournisseurs alternatifs serait plus élevée, atteignant 120 TWh selon certains analystes, avec une révision à la hausse du système de prix.
L’année dernière, 87 fournisseurs ont soumis leur demande pour un total de 148,3 TWh. Après ajustement, chacun n’a obtenu que 67,4 % du volume total demandé (écrêtement ARENH). Cette année, la demande totale devrait être plus faible, ce qui entraînera également une diminution de l’écrêtement estimé entre 20 et 25 %, selon l’analyse de nos partenaires.
Marché du gaz
Les prix du gaz connaissent une relative stabilité cette semaine, portée par la hausse des prix du pétrole, pour finalement se négocier à 51,65€ pour le contrat EEX PEG NATURAL GAS FUTURES CAL-24. Cependant, la principale préoccupation réside dans l’évolution de la situation en Australie, où des tensions persistent entre Chevron et les employés de la plateforme GNL. Aujourd’hui, des négociations ont été entamées, à la suite du rejet de toutes les propositions faites par Chevron la semaine dernière. En cas de non-accord, une grève devrait débuter dès jeudi matin. Il est important de noter que la plateforme australienne de ce géant américain représente près de 5 % de la capacité mondiale de GNL.
L’Europe doit continuer d’importer du gaz liquéfié
Au sein de l’UE, notre principal partenaire européen en gaz, la Norvège, réduit ses exportations en raison d’arrêts pour maintenance planifiés et non planifiés. Malgré les tensions persistantes entre la Russie et l’Europe, nous continuons à importer principalement du gaz sous forme liquéfiée. Entre janvier et juillet 2023, l’UE a acheté 52 % de toutes les exportations russes de GNL, et la France demeure son cinquième plus grand client au niveau mondial. Dans l’ensemble, la Russie occupe la deuxième place en tant que partenaire majeur en matière de GNL au sein de l’UE, juste derrière les États-Unis.
Le marché du gaz reste tendu
En France, le tribunal administratif de Rouen a rejeté le recours déposé par le groupe politique des Écologistes contre le projet du terminal de GNL dans le port du Havre.
En ce qui concerne les perspectives, l’économie actuelle, qualifiée de « guerre », devrait continuer d’exercer une pression sur les prix. Le PDG de TotalEnergies se montre cependant confiant quant à la fin de cette année. Néanmoins, dans le contexte actuel, notamment en ce qui concerne le GNL, il estime qu’un problème sur une usine de production pourrait avoir de fortes répercussions sur les prix, et ce, jusqu’en 2026, en attendant une augmentation des capacités de production. Le Think Tank Ember estime que des augmentations soudaines de prix similaires aux fluctuations récemment subies pourraient se reproduire cet hiver. Il prévoit également que les prix futurs du gaz devraient rester au moins aussi élevés qu’ils le sont actuellement jusqu’à la fin de l’année.
Marché du pétrole
Les prix du brut ont principalement augmenté cette semaine en raison de l’anticipation d’une réduction prolongée et plus importante de la production des pays membres de l’OPEP+. Cependant, les États-Unis continuent d’augmenter progressivement leur production, ce qui permet de limiter une hausse significative des prix du WTI et du Brent. Les prix de clôture de cette semaine s’établissent à 85,55 $/baril pour le WTI (référence américaine) et 88,55 €/baril pour le Brent (référence européenne), ce qui représente une hausse moyenne de +6 %. Le WTI, quant à lui, a dépassé les 85 $/baril, atteignant ainsi son niveau de prix le plus élevé depuis novembre 2022.
Vous voulez en savoir plus ? Notre magazine les Tendances de l’Energie vous détaille chaque mois les dernières nouvelles du marché de l’énergie.
