Cette semaine encore, nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 10 novembre 2023.
Les marchés de gros de l’électricité
chutent une nouvelle fois cette semaine
Une nouvelle semaine de baisse s’est manifestée sur les marchés de l’électricité, entraînant une diminution de 2,7 €/MWh, équivalant à un recul de plus de 2% sur le Calendaire24. Il s’agit de la troisième semaine consécutive de baisse.
Les prix de l’électricité profitent d’une production très satisfaisante et d’une politique axée sur la sobriété, ce qui engendre une demande modérée à court terme.
Effectivement, grâce aux barrages bien approvisionnés, aux centrales nucléaires opérationnelles et aux nouveaux parcs de production renouvelable, la France devrait traverser l’hiver de manière sereine, avec un risque faible de déséquilibre entre offre et demande.
Législation post-Arenh, des négociations en cours entre l’Etat et EDF
Le gouvernement et EDF seraient parvenus à un accord afin d’opter pour une solution de taxation des revenus issus de la vente d’électricité nucléaire, lorsque le prix de marché dépasse un certain plafond. Effectivement, après des mois de négociation, Luc Rémont, PDG d’EDF, a récemment exprimé sa préférence pour un plafond de prix assorti d’une taxation progressive, plutôt que d’un Contrat pour Différence avec un corridor de prix (prix plancher et prix plafond).
L’objectif de cette réforme est de protéger le consommateur final en lui offrant un prix compétitif afin d’éviter une hausse excessive des factures, tout en préservant l’équilibre financier d’EDF. En 2022, EDF enregistrait un déficit de 17,9 milliards d’euros nécessitant une restructuration de la société.
L’exécutif aspirait ainsi à fixer un prix proche des coûts de production de l’opérateur historique, évalués à 60 €/MWh produit par la CRE, comparativement à 70 €/MWh produit pour EDF. Cette taxation progressive des revenus entre en vigueur lorsque les prix de vente sur les marchés dépassent les coûts de production du nucléaire. Cette démarche vise à capter le surplus du consommateur dans un objectif de redistribution.
Les négociations ont abouti à un prix moyen à 70 €/MWh. L’Etat capterait donc 50-60% du surplus excédant 80€/MWh et 90 % à partir de 110 €/MWh, avec des seuils révisés tous les 3 ans.
En parallèle, les fournisseurs alternatifs sont invités à signer des contrats longs termes (PPA de 10 ans) avec EDF garantissant visibilité et stabilité.
La finalité de cette réforme s’inscrit dans le cadre de la planification de la réindustrialisation du pays, une priorité du gouvernement qui nécessite un accès abordable à l’électricité.
Recherche & Développement dans l’hydrogène vert
Air Liquide et Siemens Energy inaugurent conjointement une usine stratégique dédiée à la fabrication de modules d’électrolyseurs destinés à la production d’hydrogène à faible empreinte carbone. Les électrolyseurs constituent la pierre angulaire de la production d’hydrogène décarbonée, une composante incontournable de tous les scénarios envisagés par RTE pour l’avenir de la production électrique.
Ces modules génèrent un courant électrique dans l’eau, séparant les molécules d’hydrogène (H) de celles de l’eau (O). L’hydrogène revêt une importance cruciale dans des industries telles que la sidérurgie, la chimie et les raffineries de pétrole.
La capacité de production initiale de l’usine est de 1 gigawatt (GW), avec une prévision d’atteindre 3 GW d’ici 2025. Il est important de souligner que la production sera entièrement verte, à condition que l’électricité utilisée provienne de sources d’énergies 100% renouvelables.
Le risque d’approvisionnement est dit « faible », à l’abri de tout risque selon RTE – Etat des lieux des capacités de productions
Les réservoirs hydrauliques sont actuellement remplis à plus de 80 %, ce qui représente une hausse de 9 points par rapport à la moyenne des sept dernières années. En ce qui concerne l’éolien, cette source d’énergie devrait retrouver sa position de troisième source de production d’électricité cette année, dépassant celle des centrales à gaz, selon les indications du président du directoire de RTE.
Par ailleurs, la disponibilité du parc nucléaire devrait atteindre des niveaux supérieurs à ceux de l’hiver 2021-2022, une période antérieure à la crise énergétique et aux problèmes de corrosion. Plus précisément, cela représente une augmentation de 39,5 % en un an, atteignant 28,1 TWh le mois dernier, le niveau le plus élevé de l’année.
Il est important de souligner que bien que le parc nucléaire produise davantage qu’au cours des années précédentes, il reste nettement en deçà de la production des années 2010.
En cas de retournement de situation exceptionnelle et imprévisible, le risque de délestages en tant que dernier recours demeure toujours en vigueur.
Une demande toujours faible
En ce qui concerne la demande, la significative et inédite baisse de 8 % de l’année dernière devrait se maintenir à des niveaux similaires cette année. Cela s’explique notamment par une campagne de sobriété toujours en vigueur, mais également par l’augmentation des Tarifs Réglementés de Vente (TRV) normalement prévue pour février, pouvant atteindre 10 %.
Conclusion sur le marché de l’électricité
Les contrats pour 2026 vont bientôt être négociés, ce qui explique l’urgence de parvenir à un compromis assurant une certaine visibilité pour les consommateurs. Actuellement, les discussions se sont dirigées davantage vers un système de plafonnement et de taxation plutôt que vers des Contrats pour Différence (CFD).
Les négociations entre EDF et le gouvernement au sujet du remplacement du mécanisme de l’ARENH, en vigueur jusqu’à la fin de l’année 2025, ont abouti à un prix de vente moyen du nucléaire de 70 €/MWh, contre 42 €/MWh actuellement. Ce prix est censé reflété les coûts moyens du parc nucléaire construit, ainsi que ceux des investissements futurs à réaliser (notamment la construction de nouvelles centrales de dernière génération) majoré d’une marge de sécurité. L’Etat récupérera 50-60% du surplus excédent 80€/MWh et 90 % à partir de 110 €/MWh, avec des seuils révisés tous les 3 ans. L’accord est à ce jour prévu pour durer 15 ans.
La situation énergétique actuelle du pays offre une sécurité plus que satisfaisante. De plus, sauf en cas d’une combinaison d’événements exceptionnels et incontrôlables, la France devrait être préservée de coupures cet hiver, selon les informations fournies par RTE.
Marché du gaz
Le marché du gaz naturel est cette semaine une fois de plus corrélé à celui de l’électricité traduisant une baisse de 2,05 €/MWh, soit un recul d’environ 4%.
Le marché n’écarte pas les risques géopolitiques au Moyen-Orient, mais à mesure que les semaines passent, le conflit semble se focaliser uniquement entre les deux États, palestinien et israélien, limitant ainsi les risques d’approvisionnement.
La disponibilité de l’approvisionnement mondiale reste importante tandis que la demande n’augmente pas. En ce sens, les prix continuent de chuter et cette tendance pourrait perdurer.
Chute durable de la demande
La demande de gaz devrait rester notablement inférieure aux niveaux habituels, estimée entre 10 et 20%, au cours des deux prochaines années, a déclaré cette semaine Catherine MacGregor, PDG d’ENGIE. Cette diminution est particulièrement marquée dans l’industrie de la pétrochimie, du raffinage et de la métallurgie, des secteurs fortement impactés par la crise énergétique.
Une offre mondiale conséquente
Les stocks européens sont actuellement à pleine capacité, et les réservoirs continuent de se remplir. En Espagne, il est possible que les livraisons prévues de GNL soient refusées en raison d’une capacité de stockage des réservoirs limitée. La demande reste limitée et en baisse, et c’est principalement attribuable à une production importante des sources d’énergie renouvelables.
Par ailleurs, la demande asiatique de GNL, en concurrence directe avec celle de l’Europe, devrait également rester modérée. Cela s’explique par les prévisions météorologiques favorables, la situation économique incertaine en Chine et la reprise de la disponibilité nucléaire au Japon.
Géopolitique : L’UE devrait prolonger les mesures d’urgence sur le marché.
Parmi les mesures d’urgence adoptées par l’Union européenne pendant la crise énergétique figure le plafonnement des prix du gaz sur le marché TTF à 180 €/MWh. L’activation de ce plafond est légèrement plus complexe, mais son déclenchement est étroitement lié à un dépassement de cette limite. Finalement, ce mécanisme de correction des marchés en vigueur depuis le 15 février dernier devrait être prolongé en réponse à la demande de l’Italie vis à vis des risques géopolitiques toujours en cours.
Un marché serein pour l’hiver
Après plusieurs mois de tensions sur les marchés gaziers, il semble que l’Europe dispose de réserves suffisantes pour faire face à un scénario avec un hiver rigoureux sans trop de difficultés. Le cabinet de consulting Icis prévoit que les prix du gaz pour cet hiver tourneront autour de 45,8 €/MWh, dans un contexte de tendance à la baisse.
De plus, selon des chercheurs de l’Institute for Energy Studies d’Oxford, même en cas d’hiver rude, le stockage de gaz devrait se situer au printemps dans une fourchette de 33 à 38%, ce qui ne poserait pas fondamentalement de problèmes à très court terme. Cependant, une telle situation entraînerait une hausse de la demande pendant l’été, ce qui pourrait accroître la volatilité sur les marchés à cette période. En ce sens, il pourrait y avoir une prime de risque sur le marché européen afin de garantir les livraisons de GNL par rapport au marché asiatique.
Conclusion sur le marché du gaz
L’Europe demeure dans une situation plus que confortable en abordant l’hiver. En dépit de la baisse des prix, la demande en gaz se maintient à des niveaux bien inférieurs à ceux d’avant crise, et rien n’indique qu’une reprise soit imminente.
De plus, comme mentionné les semaines précédentes, les stocks sont pleins, l’approvisionnement par gazoduc est stable, et la demande mondiale de GNL a diminué de 6%. En outre, l’offre mondiale disponible est plus importante que la demande.
Tous ces éléments convergent pour maintenir une tendance baissière sur les marchés gaziers, ou a minima une stabilisation des prix à court/moyen terme.
Marché du pétrole
Cette nouvelle semaine, les cours mondiaux du brut (WTI pour le brut américain, BRENT pour le brut de la mer du Nord) poursuivent leur baisse. Le BRENT, référence européenne pour livraison en janvier, clôture la semaine à 81,43 $/baril le vendredi 10 novembre, soit 3,46 $/baril de moins en une semaine (- 4,08%).
Les craintes sur la demande l’emportent sur les préoccupations côté offre
Bien que le lundi 6 novembre clôturait à la hausse après la confirmation des coupes de production russes et saoudiennes, les cours sont largement repartis à la baisse jusqu’en fin de semaine. L’OPEP+ maintient en effet sa ligne de conduite de stabilisation des cours en ajustant, au besoin, ses objectifs de production selon les évolutions des fondamentaux du marché. Ainsi, les réductions des objectifs de production se maintiendront, a minima, jusqu’à la fin de l’année 2023, et vraisemblablement au moins jusqu’au 1er trimestre 2024. Au total, les décisions de baisses de production initiées début mai 2023 et en vigueur jusqu’à la fin 2023 réduisent l’offre de 1,6 millions de barils quotidiens.
Malgré ce récent soutien, les cours ont déjà retrouvé leur niveau d’avant l’attaque du Hamas contre Israël le 7 octobre dernier. Les craintes de perturbation de l’offre engendrées par le conflit se sont sensiblement apaisées. Comme nous l’évoquions ces dernières semaines, les perspectives économiques ont donc largement repris le dessus. D’ailleurs, les exportations chinoises, qui sont un bon indicateur de la santé économique du pays, ont continué de chuter en octobre, reculant de 6,4 % sur un an selon les chiffres publiés par les douanes chinoises le mardi 7 novembre. Premier importateur de brut au monde, la croissance économique chinoise est regardée avec attention par les investisseurs. Le climat morose apporté par ce manque de perspectives soutient largement les cours à la baisse.
Le constat ne se limite d’ailleurs pas à la Chine, les réserves commerciales de brut mais également de carburant augmentant régulièrement chaque semaine depuis désormais plusieurs mois. En Europe, la production industrielle en Allemagne a également baissé plus que prévu, plombée, notamment, par les difficultés de l’industrie automobile qui tourne au ralenti. Sur un an, la production industrielle allemande recule de 3,7%. La prime de risque liée au conflit au Moyen-Orient a donc été en grande partie, pour ne pas dire en totalité, éliminée par les inquiétudes concernant le niveau de la demande mondiale.
Le Brent passe sous les 80 $/baril en milieu de semaine
Le mercredi 8 novembre, les deux variétés (Brent & WTI) clôturent sous la barre symbolique de 80 $/baril. Comme nous l’évoquions plus tôt, les cours restent sous pression face aux incertitudes croissantes pesant sur l’état de la demande. Ici encore, les potentielles perturbations de l’offre au Moyen-Orient, la faiblesse de l’économie chinoise, ou encore les coupes de productions des pays membres de l’OPEP+ n’ont désormais que peu d’impact sur la courbe. En milieu de semaine, les cours ont ainsi atteint leur niveau le plus bas depuis le mois de juillet 2023.
Aux Etats-Unis, la même tendance se retrouve sur à la fois l’état actuel de l’économie, et sur les prévisions à moyen-long terme. Selon l’EIA (Energy information Administration), la consommation totale de pétrole devrait diminuer de 300 000 barils/jour cette année, ce qui représente un réel renversement par rapport à la précédente prévision qui tablait sur une augmentation de 100 000 barils/jour. De plus, les stocks de brut américains ont augmenté de près de 12 millions de barils la semaine précédente, correspondant à la plus forte hausse constatée depuis le début de l’année 2023. Enfin, les exportations russes, quant à elles, ont atteint leur plus haut niveau sur ces quatre derniers mois. Autant de facteurs allant dans le sens d’une stabilisation des prix à court terme. Néanmoins, les analystes s’accordent à dire que les cours ont atteint une résistance technique (prix plancher) et que les cours devraient s’orienter plutôt à la hausse à court terme.
Conclusion sur le marché du pétrole
Ces deux dernières semaines ont clairement été baissières, malgré le sursaut constaté au début du mois d’octobre suite à l’attaque du Hamas contre Israël, et le maintien de la politique des pays membres de l’OPEP+ sur la réduction des objectifs de production.
Les cours sont passés ponctuellement sous 80 $/baril en milieu de semaine, avant de remonter légèrement jusqu’en fin de semaine.
Globalement, les analystes s’accordent à dire que les cours devraient désormais s’éloigner du prix plancher de 80 $/barils. En effet, l’Arabie saoudite, et donc le cartel, devraient rapidement réagir pour maintenir des prix du baril de brut à un niveau « acceptable » selon eux. Affaire à suivre.
Marché du charbon
Les prix de long terme du charbon en Europe poursuivent leur repli pour clôturer à 110,79 $/t (contrat ICE API2 ROTTERDAM FUTURES Cal-24) le vendredi 10 novembre, soit 7,52 $/t de moins en une semaine (-6,36 %).
La chute inexorable des prix à terme du charbon thermique se poursuit dans un contexte d’abondance d’offre et de demande électrique relativement faible pour cette période de l’année. En effet, pour faire face à la crise majeure suite à l’invasion de l’Ukraine par les autorités russes, l’Europe a considérablement complété ses stocks de charbon pour pallier le risque élevé de pénurie. Aujourd’hui, le marché étant stabilisé dans son ensemble, avec l’afflux important de gaz naturel (et de GNL) notamment, la quantité de charbon disponible se retrouve plus importante que nécessaire. Une bonne nouvelle pour les acheteurs, qui voit donc la tonne de charbon rester abordable alors même que le niveau de demande actuel ne nécessite pas l’allumage prolongé et intensif des centrales thermiques.
Dans le même temps, les prix du gaz naturel restent attractifs, et la substitution du charbon par cette-dernière continue. Bien que le prix des quotas d’émissions soit également en baisse en cette fin d’année, le switch ne s’opère pas, le gaz demeurant très compétitif. Enfin, pour le cas de l’Allemagne, importante consommatrice de charbon dans son mix électrique, les températures relativement élevées pour la saison n’apporte pas de support supplémentaire à une demande déjà en berne.
La somme de ces éléments joue en la faveur des cours du charbon thermique en Europe, alors même que les analyses annuelles s’attendent à une baisse globale des importations sur le Vieux Continent durant toute l’année 2023. Ailleurs dans le monde, la consommation de charbon thermique sera vraisemblablement plus élevée qu’en 2022, notamment en Asie, mais la production indonésienne et Australienne ne souffrant d’aucunes contraintes, les prix de marché de long terme tendent à rester à un niveau acceptable les mois à venir.
Marché des émissions de CO2
Sur le marché européen d’échange de quotas d’émission, la tonne de CO2 (contrat de référence ICE EAU DEC.23) se négociait à 78,70 €/t le vendredi 10 novembre, soit en hausse de 1,06 €/t sur le vendredi précédent (+ 1,37%)
La fin d’année approche, et les températures restent relativement clémentes sur une bonne partie de l’Europe de l’Ouest. L’appel aux centrales thermiques reste pour l’heure marginale, alors même que la disponibilité des combustibles fossiles est importante, favorisée par des capacités de stockage quasiment complétées à leur plein potentiel. En début de semaine, le mardi 7 novembre, le contrat de référence atteint même son niveau le plus bas de l’année, se négociant à 75,20 €/t. Par ailleurs, la faible production industrielle en Europe, couplée à la faible nécessité de faire appel aux centrales thermiques pour la production d’électricité contribuent à stabiliser, voire orienter à la baisse à court terme, les prix des droits d’émission. Enfin, la perspective de voir le marché abonder de quotas échangeables à partir du mois de janvier 2024, via le programme RepowerEU, apporte également un support baissier aux cours.
Si le prix des EUA remontent légèrement après avoir atteint leur plus bas annuel, la tendance ne semble pas devoir se maintenir, précisent plusieurs analystes spécialistes du marché. En effet, les acteurs spéculatifs ont vraisemblablement soldé leurs positions, parfois à perte, et les obligés ont pu profiter de ce « prix plancher »bas, autour de 75 €/t, pour acheter. La fin d’année approche, et la mise en conformité des industriels apportera vraisemblablement un léger soutien d’ici la fin de l’année 2023, échéance du contrat de référence.
Globalement, une tendance baissière est plutôt envisagée pour les semaines à venir. Certains analystes parlent d’un corridor de prix compris entre 72-77 €/t. L’abondance de combustibles fossiles apportant un soutien élevé à la baisse alors même que les conditions climatiques restent favorables, et que l’enthousiasme économique reste modéré.
