Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 1er décembre 2023.
Les marchés de gros de l’électricité proches du seuil symbolique des 100 €/MWh
Cette semaine encore, les mouvements des courbes de long terme sur les marchés de gros confirment la tendance baissière initiée depuis la mi-octobre.
Le contrat CAL 24 Baseload accuse d’une baisse significative de –11 €/MWh cette semaine en clôturant ce vendredi 1er décembre à 106,55 €/MWh (soit une baisse de –9,36 % par rapport au vendredi 24 novembre). Les prix des contrats CAL 25 et CAL 26 Baseload suivent la même trajectoire avec de fortes baisses enregistrées : respectivement de –6,57 % et de –5,48 %).
Les prix de l’électricité sont en chute libre notamment face à la solidité des fondamentaux du marché gazier, à la forte disponibilité des capacités nucléaires et à la forte production éolienne. Cette semaine marque notamment le passage du cours du CAL 24 Baseload sous la barre des 110 €/MWh après avoir oscillé entre 115 €/MWh et 140 €/MWh depuis début septembre.
Des capacités nucléaires encore surestimées par EDF
La disponibilité du parc français a grimpé de 1,7 GW en une semaine pour atteindre 43,6 GW ce mercredi 29 novembre. Néanmoins, la capacité nucléaire reste inférieure de 3,4 GW aux prévisions d’EDF. La disponibilité moyenne du parc nucléaire sur novembre devrait s’établir environ à 41,7 GW, soit une légère hausse par rapport au mois d’octobre. On note encore 15 réacteurs à l’arrêt sur la fin du mois de novembre, soit près de 26% du parc. EDF prévoit une augmentation de la disponibilité nucléaire début décembre pour atteindre 46,7 GW. Enfin, le calendrier de redémarrage semble bien rempli sur le mois de décembre puisque EDF prévoit de reconnecter 10 réacteurs au réseau : la capacité nucléaire pourrait alors être portée à 52,6 GW. Le dépassement des 50 GW de capacités nucléaires sur le réseau anéantirait tout risque lié au manque de production d’électricité à court et moyen terme et serait un facteur baissier du prix.
Focus sur la COP28
Alors que la COP28 a débuté, les pays réunis mettent les projecteurs sur le monde de l’énergie de demain : le nucléaire et les renouvelables sont mis en avant. En outre, on note un regain général d’intérêt pour l’énergie nucléaire, un appel a été lancé par une vingtaine de pays afin de tripler les capacités dans le monde d’ici 2050.
En parallèle, au moins 118 pays se sont engagés à tripler les capacités renouvelables dans le monde à horizon 2030. Cet objectif mondial permet d’envoyer un message fort auprès des investisseurs et des marchés financiers selon la présidente de la Commission européenne.
France : stratégie énergétique à horizon 2030
Les points essentiels sont déjà largement connus : accélérer sur l’éolien off-shore, relancer le nucléaire, augmenter le déploiement du solaire. La France prévoit de porter à 18 GW la capacité installée d’éolien off-shore et de doubler le rythme d’installation des panneaux solaires pour atteindre près de 60 GW de capacités installées.
Emmanuel Macron a annoncé mardi le lancement d’un énorme appel d’offres en 2025 pour l’installation de près de 10 GW de capacités d’éolien off-shore (soit l’équivalent de 20 parcs de St-Nazaire). Les objectifs côté éolien terrestre restent inchangés, soit parvenir à 35 GW de capacités installées en 2030. Pour rappel, l’objectif européen est de couvrir 42,5% de la consommation d’énergie finale par les EnR à horizon 20230. Côté nucléaire, Luc Rémont le PDG d’EDF indiquait mardi 28 novembre vouloir construire 1 réacteur par an dans les années 2030.
Clôture du guichet ARENH pour l’année 2024
La CRE a publié le niveau de demande d’ARENH pour l’année 2024 ce vendredi 1er décembre. La demande d’ARENH nette des corrections de la CRE s’établit donc à 130,41 TWh, soit un taux d’attribution pour l’année 2024 de 76,68%. Cela signifie que les 102 fournisseurs alternatifs ne recevront que 76,68% des volumes demandés en raison des 100 TWh de volumes d’ARENH disponibles. Les fournisseurs devront alors acheter les 23,32% restants sur le marché de gros.
Pour tous les clients ayant souscrits à des offres ARENH pré-écrêtées, si le taux d’ARENH appliqué est inférieur à 76,68% alors aucun écrêtement de leur sera pratiqué.
Conclusion sur le marché de l’électricité
La situation du parc nucléaire rassure les acteurs sur marché avec une disponibilité moyenne qui est repassée au-dessus des 40 GW et qui devrait dépasser les 50 GW fin décembre d’après EDF. On devrait alors se situer dans la fourchette historique pour le reste de l’année.
Du côté de la demande, la persistance de conditions douces, humides et venteuses continue de freiner la consommation d’électricité et la production thermique d’électricité. Les perspectives hivernales de RTE se sont considérablement améliorées, ce qui impacte les prix de l’électricité pour 2024 à la baisse. Face à des prévisions météorologiques qui tendent plutôt vers des températures au-dessus des normales de saison pour les 3 prochains mois, la demande devrait se maintenir à des niveaux plus faibles que deux d’avant la crise (2014-2019).
Les perspectives industrielles pèsent également sur le marché de l’électricité : les derniers indices PMI manufacturiers s’étant légèrement dégradés, suggérant que l’activité du secteur devrait continuer à se contracter dans les prochains mois.
Enfin, la chute des prix du carbone contribue à la baisse des prix de l’électricité. Cette tendance à la baisse des prix du CO2 pourrait cependant s’inverser face à la baisse persistante des prix du gaz. La demande pourrait se déporter sur le charbon et ainsi relever le prix du CO2, et par conséquent de l’électricité.
Les fondamentaux du marché de l’électricité semblent confirmer la tendance baissière du prix de l’électricité. En effet, la faible demande combinée à une offre confortable de gaz et de nucléaire, ainsi qu’à une forte production renouvelable, maintient les prix de l’électricité sous pression. Une nouvelle baisse n’est pas à exclure, et nous pourrions voir les cours de l’électricité passer sous les 100 €/MWh sur le mois de décembre.
Marché du gaz
Des montants records sont atteints sur le marché du gaz
Le marché du gaz s’est bien ressaisi sur ce mois de novembre, en comparaison avec les fluctuations à la hausse qui ont impacté l’ensemble des produits gaziers en octobre. Concernant le PEG 24 par exemple, cela se traduit par une baisse de 4,12 €/MWh, soit un recul d’environ 9%.
Malgré cette tendance baissière, le conflit entre Israël et le Hamas reste au cœur de l’actualité géopolitique. En effet, celui-ci accentue toujours autant les tensions sur le marché du gaz.
Le contexte actuel concernant les températures et les niveaux de stocks de gaz confortables, restent favorables à une stabilité des prix du gaz.
Un merit order favorable à une baisse des prix du gaz
Le Merit order, qui permet d’établir un ordre de priorité dans la mise en œuvre des unités de production électrique, a une très forte influence sur la fixation des prix du gaz. Actuellement, le renouvelable, nucléaire et le charbon participent activement à la production d’électricité, de par leur compétitivité. De ce fait, le gaz qui permet aussi de produire de l’électricité, est beaucoup moins sollicité dernièrement, ce qui permet de réduire les tensions sur le marché du gaz.
Une actualité géopolitique toujours aussi mouvementée
Depuis octobre, le conflit entre Israël et le Hamas influence énormément les cours du gaz, du fait d’une potentielle fermeture du détroit d’Ormuz, point stratégique où transite le gaz vers l’Europe. La trêve, qui a pu rassurer les différents acteurs, prend fin, ce qui pourrait donc à nouveau accentuer la volatilité sur le marché du gaz.
Des records sont atteints sur le marché du gaz
Les fondamentaux sur le marché du gaz restent solides. En dépit des tensions géopolitiques, l’offre norvégienne, les flux conséquents de GNL ainsi qu’une température en dessous des normales de saison, permettent d’atteindre des prix plus que raisonnables sur le marché du gaz. En effet, les produits calendaires court/moyen terme se rapprochent à grand pas des 30€/MWh, ce qui constitue une très bonne nouvelle. Cela fait presqu’un an que les prix du gaz n’avaient pas été autant compétitifs.
Conclusion sur le marché du gaz
Les différents experts et analystes restent optimistes et prévoient une tendance plutôt baissière à court/moyen terme. Pour l’instant, tous les feux sont au vert pour retrouver des cours du gaz raisonnables.
Cependant, cette tendance n’est pas forcément vouée à perdurer dans le temps. La volatilité reste présente, du fait que l’Europe n’a pas les cartes en main. Il y a encore de nombreuses variables qui impactent les cours du gaz, indépendamment de la volonté des pays européens. Cet élément explique pourquoi nous ne pouvons pas encore parler de stabilité à plus long 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) s’orientent à nouveau à la baisse. Le BRENT, référence européenne pour une livraison en janvier, clôture la semaine à 78,88 $/baril le vendredi 1er décembre, soit 1,70 $/baril de moins en une semaine (- 2,11%).
Le faible niveau de la demande continue d’orienter les cours à la baisse avant l’OPEP+
Bien que le début du quatrième trimestre de l’année 2023 ait été perturbé par les risques géopolitiques engendrés par la reprise du conflit entre la Palestine et Israël, la situation est désormais tout autre et les regards se portent quasi-exclusivement sur la conjoncture économique. En effet, le risque de pénurie étant depuis plusieurs semaines écarté, le faible niveau de la demande mondiale, en lien direct avec les perspectives pessimistes de croissance dans plusieurs régions du monde, reste aujourd’hui le principal moteur des tendances sur les marchés du brut. Les indicateurs économiques restent pauvres, en Asie notamment, ce qui n’apporte pas de soutien à la courbe.
En début de semaine, les acteurs attendaient la réunion stratégique de l’OPEP+ dans l’optique d’avoir une vision plus claire de l’attitude adoptée par le cartel. Avant cette fameuse réunion, le sentiment général semblait plutôt s’orienter vers un statuquo des membres de l’Organisation, alors même que le faible intérêt pour l’or noir commençait à persister. Toutefois, des doutes subsistaient concernant les plans de l’Arabie saoudite, à la tête de l’Organisation. En effet, si les objectifs de production sont reconduits jusqu’en 2024, les prix pourraient encore baisser du fait de l’absence d’effort supplémentaire du groupe. Une diminution additionnelle des quotas de production n’était alors, à ce stade, pas exclue.
Les stocks stratégiques commerciaux américains encore en hausse
Le faible niveau de demande se retrouve sur l’état des stocks commerciaux aux Etats-Unis. Le mercredi 29 novembre, la publication hebdomadaire de l’état des stocks montrait une progression de 1,6 millions de barils net, durant la semaine achevée le 24 novembre, alors que les analystes attendaient une légère baisse de 50 000 barils.
C’est donc une sixième semaine consécutive positive pour les stocks américains, qui ont bondi de près de 29,90 millions de barils sur la période. Le niveau de ces réserves est 7% supérieur à celui de 2022 à la même période. Dans le même rapport, les produits raffinés livrés aux Etats-Unis ont reculé de 5,6 %. Quant à l’essence, les livraisons sont en repli de 3%. Tous ces indicateurs implicites vont dans le sens de l’hypothèse d’une demande globale bien moindre en cette fin d’année 2023.
L’OPEP+ poursuit ses réductions d’objectifs de production pour faire face à la chute des prix du brut en 2024
Les cours ont considérablement chuté ces dernière semaines et mois, loin des 140 $/baril observés début 2022 au moment de l’invasion russe en Ukraine. Aujourd’hui, le baril fluctue principalement autour de la barre symbolique de 80 $/baril, ce qui n’est pas du goût de l’Arabie saoudite, tête de file de l’OPEP+, et principal pays exportateur de l’Organisation.
Lors de cette réunion du jeudi 30 novembre 2023, déjà repoussée pour cause de désaccord, les pays membres, tirés par l’Arabie saoudite et la Russie, ont donc décider d’enrayer la récente chute de cours du brut. Ryad décide ainsi de prolonger ses coupes de production d’un million de barils/jour jusqu’à la fin du premier trimestre 2024 au moins, alors que Moscou renforce sa mesure de réduction des exportations qui passe de 300 000 à 500 000 barils/jour.
Les marchés ont réagi avec déception à l’annonce des manœuvres du cartel, alors même que des signes clairs de discorde sont apparus entre plusieurs pays membres. Certains pays africains souhaiteraient en effet augmenter leur production et bénéficier d’une manne pétrolière plus importante. L’Angola, et le Nigéria sembleraient donc réfractaires à une prolongation des coupes de production.
Depuis fin 2022, l’alliance n’a volontairement pas extrait près de 5 millions de barils/jour, jouant sur la faiblesse relative de l’offre par rapport à la demande dans le but de maintenir des cours élevés. Les indicateurs de faiblesse de la demande chinoise post-covid conforte le cartel dans sa stratégie, d’autant plus que la production de brut des Etats-Unis, et du Brésil a atteint des niveaux records cette année.
Malgré ces annonces, les cours ne sont pas parvenus à repartir à la hausse, du moins à très court terme. De nombreux acteurs jugent la position du cartel peu crédible, les signes de désaccord entre les pays membres se multipliant. Le ralentissement économique et la diminution des échanges internationaux ont largement limité le potentiel d’appréciation des cours. Si cette tendance se maintient, l’Opep+ pourrait vraisemblablement poursuivre sa politique de réduction de l’offre disponible pour l’année 2024. Affaire à suivre.
Conclusion sur le marché du pétrole
La tendance baissière observée se poursuit une semaine supplémentaire. Les risques géopolitiques ne sont plus à l’ordre du jour, les préoccupations concernant le faible potentiel de croissance pour l’année 2024 prennent le dessus dans les débats.
La faiblesse de la demande mondiale soutient la baisse. En Asie, la reprise chinoise déçoit, et les acteurs restent prudent par manque de visibilité claire.
Aux Etats-Unis, les stocks stratégiques se portent bien, un signe supplémentaire d’un manque d’intérêt à la fois pour le brut mais également pour les produits raffinés.
L’Opep+ tente d’enrayer la baisse des cours qui semble ne plus s’arrêter, pour l’heure sans succès. La faiblesse des indicateurs économiques reste le principal moteur des cours de l’or noir.
Marché du charbon
Les prix de long terme du charbon en Europe observent un léger repli pour clôturer à 114,28 $/t (contrat ICE API2 ROTTERDAM FUTURES Cal-24) le vendredi 1er décembre, soit 0,13 $/t de moins en une semaine (-0,11 %).
Le rapide regain des prix à terme du charbon en Europe semble s’être déjà estompé. En effet, à court terme, la baisse soudaine des températures sur une bonne partie de l’Europe de l’Ouest avait subitement ravivé l’intérêt pour le charbon. La même tendance se retrouve sur le contrat calendaire 2024, l’échéance approchant rapidement. Cette semaine toutefois, les prix semblent s’être déjà stabilisés, autour de 115 $/t.
En effet, les fondamentaux du marché restent faibles. La demande, inconstante et faible, ne parvient pas à soutenir les prix alors même que l’offre reste abondante. Les réserves stratégiques de charbon ne se tarissent pas, l’appel aux centrales thermiques demeurant limité pour cette période de l’année. Les stocks de charbon sur les principaux terminaux d’importation du nord-ouest de l’Europe ont atteint leur plus haut niveau depuis cinq semaines. Les retraits sont lents et l’arrivée des navires est croissante. Les stocks combinés de quatre terminaux clés à Amsterdam, Rotterdam et Anvers (ARA) ont été évalués pour la dernière fois à 5,77 millions de tonnes, en hausse de 9 % sur une semaine. Enfin, la bonne santé (tendance baissière) des marchés gaziers appuie également la stabilisation des prix du charbon thermique.
Ailleurs dans le monde, le blocus du port de Newcastle en Australie, plus grand port charbonnier du monde, a soudainement fait bondir l’indice local du charbon australien. Rien d’alarmant néanmoins, le blocus n’étant pas destiné à perdurer. Par ailleurs, les exportations de l’Indonésie et de l’Australie, respectivement premier et second exportateur au monde, sont attendues en hausse pour le bilan 2023. Les températures en baisse en Chine et au Japon devraient booster l’activité dans le Pacifique, mais a priori peu d’incidence sur le marché mondiale. De manière générale, la production mondiale suffit à répondre au niveau de la demande, surtout en Europe.
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 72,49 €/t le vendredi 1er décembre, soit une baisse significative de 4,11 €/t sur le vendredi précédent (- 5,37%)
Le contrat de référence (ICE EUA DEC.23) atteint le plus bas de l’année 2023 le jeudi 30 novembre pour se négocier à 70,81 €/t. La chute des prix du gaz, la faible croissance économique et le moindre intérêt des acteurs spéculatifs ont participé à l’orientation des prix à la baisse. Particulièrement, les prix du gaz naturel ont dévissé de près de 10% sur la semaine, érodant encore les coûts de substitution du gaz pour charbon thermique. Le charbon, dans le même temps, accuse une baisse conséquente des prix de court comme de long terme depuis plusieurs semaines, du fait d’une abondance d’offre contrairement à la demande faible pour la période.
Malgré la vague de froid récente sur une bonne partie de l’Europe de l’Ouest, notamment en Allemagne, grosse consommatrice de combustibles fossiles, le marché électrique allemand évolue à des niveaux de demande historiquement bas pour la période. La demande totale de gaz en Allemagne est restée la semaine passée 13% inférieure à sa moyenne sur la période 2018-2021, selon les données disponibles. De plus, il semblerait que la vague de froid observée cette semaine devrait s’atténuer pour au moins la semaine à venir.
La demande d’EUA était également mise sous pression par une production accrue d’électricité d’origine renouvelable, une plus grande production nucléaire et une production industrielle plus faible sur tout le mois de novembre. Même si des achats de conformité devrait s’opérer (à l’approche de l’échéance du contrat de référence, et de l’année 2023), le prix des quotas d’émission devrait a minima rester à ce niveau, voir en-deçà. Par ailleurs, les fonds spéculatifs sont désormais vendeurs nets, à près de 33,4 millions de tonnes le vendredi 1er décembre, contre une position courte nette de 30,80 millions de tonnes la semaine précédente. Les positions des fonds de placement sont considérées comme des indicateurs du sentiment du marché. La possibilité d’une tendance haussière n’est donc pas à l’ordre du jour d’ici la fin de l’année 2023 et le début de l’année 2024.
