Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 12 janvier 2024.
Marché de l’électricité
Une baisse des prix qui se confirme
Cette deuxième semaine de janvier 2024 semble confirmer à nouveau la tendance baissière sur les marchés de gros de l’électricité. De plus, un nouveau point bas a été atteint cette semaine : le contrat CAL 25 Baseload a clôturé ce jeudi 11 janvier à 81,91 €/MWh.
On observe alors une baisse de –6,67 €/MWh sur le contrat CAL 25 Baseload cette semaine en clôturant ce vendredi 12 janvier à 83,66 €/MWh (soit une baisse significative de –7,38 % par rapport au vendredi 5 janvier). Les prix des contrats à plus long terme suivent la même trajectoire. On note notamment le passage sous la barre des 80 €/MWh des contrats CAL 26 Baseload et CAL 27 Baseload. Ils évoluent respectivement de –10,09 % et de -8,48 % en une semaine.
Alors que le marché semblait se stabiliser autour des 90 €/MWh depuis quelques semaines, les contrats de long terme tendent à évoluer vers la barre des 80 €/MWh.
Pic de consommation atteint cette semaine
En raison d’une vague de froid, RTE prévoyait un pic de consommation à 84 GW (loin du record de 102 GW du 8 février 2012) pour ce jeudi 11 janvier. Bien que couplé à une reprise de l’activité économique post-période de fêtes, cet épisode de forte consommation n’a pas déstabilisé l’équilibre du réseau. Cet équilibre entre l’offre et la demande a été assuré grâce à une capacité de production satisfaisante ainsi que par des importations qui ont atteint près de 5 GW. Cela a tout de même eu un léger impact haussier sur les prix du marché spot de l’électricité.
Alors que la consommation de la première semaine de janvier oscillait entre 45 GW et 65 GW, la consommation nationale a fortement augmenté cette semaine du fait de l’épisode de froid : on observe une consommation qui oscille entre 65 GW et 85 GW. RTE constate tout de même que les niveaux de consommation de cette semaine restent inférieurs à ceux observés sur la période de référence 2014-2019 pour le mois de janvier.
Bilan de la production 2023 : entre nucléaire et hydroélectrique
La production nucléaire en France a atteint 320,4 TWh en 2023 représentant une hausse de +15 % par rapport à l’année 2022. Cela dû au redémarrage d’une partie du parc national en à la suite d’une optimisation des maintenances. Bien que dans la fourchette prévue par EDF (315-345 TWh), la production annuelle reste néanmoins sous la moyenne annuelle de 402,5 TWh (entre 2001 et 2021).
La production hydroélectrique accuse elle aussi d’une hausse sur l’année 2023 en atteignant 38,7 TWh : soit une hausse de 6,3 TWh par rapport à l’année 2022 (près de +19,5 %). Cela est notamment dû à des conditions météorologiques favorables. D’après les données d’EDF, les réservoirs des barrages exploités par l’électricien avaient un taux de remplissage à 80% ce lundi 8 janvier, soit 15,6 points au-dessus des normales de saison.
État du parc nucléaire
Comme nous l’indiquions la semaine dernière, la France est redevenue le premier exportateur net d’électricité en Europe en 2023 grâce à ce regain de production des différentes filières.
Les prévisions de capacité nucléaire de la part d’EDF continuent d’être surestimées. La disponibilité du parc français a augmenté de 2,7 GW en une semaine pour atteindre 50,5 GW ce mardi 9 janvier. Néanmoins, la capacité nucléaire reste inférieure de 3,7 GW aux prévisions d’EDF.
Depuis le début du mois de janvier, la disponibilité moyenne du parc nucléaire atteint 48,5 GW, soit plus élevée de 3,4 GW par rapport à celle du mois de décembre. On note désormais plus que 9 réacteurs à l’arrêt ce mardi 9 janvier.
EDF prévoit une augmentation de la disponibilité nucléaire pour atteindre 54,8 GW la semaine prochaine. EDF prévoit de redémarrer 5 réacteurs sur le mois de janvier 2024 : la disponibilité moyenne du mois de janvier devrait atteindre 52,7 GW.
Conclusion sur le marché de l’électricité
Comme nous l’anticipions la semaine dernière, du fait de la nervosité des courbes de court terme aux prévisions météorologiques, la vague de froid a tout de même eu un impact haussier sur les prix spot de l’électricité les faisant repasser au-dessus des 100 €/MWh.
Du côté des courbes de long terme, alors que le marché semblait se stabiliser autour des 90 €/MWh depuis quelques semaines, les contrats de long terme semblent baisser à nouveau en évoluant vers la barre des 80 €/MWh. Ces mouvements sur les marchés de gros rassurent les acteurs d’autant plus que cette baisse de prix apparaît dans un contexte de vague de froid en France. Cela confirme alors la solidité des fondamentaux du marché face à une forte augmentation de la consommation nationale.
Du fait des capacités de production en hausse (nucléaire et EnR), ainsi que grâce à des capacités de connexions transfrontalières, la France semble pouvoir passer l’hiver sans trop de difficulté.
Marché du gaz
Un marché du gaz qui renaît de ses cendres
Malgré des températures annoncées dernièrement en dessous des normales de saisons, les différentes bourses gazières réagissent plutôt bien à ce choc de demande.
L’ensemble des produits se dirigent progressivement en dessous de la barre des 30€/MWh, ce qui est une excellente nouvelle.
Plus en détails, le PEG CAL 2025 a donc subi une légère baisse de 1,72€/MWh sur la semaine (-4,90%).
Un contexte favorable à une baisse des prix du gaz
Depuis plusieurs mois maintenant, les prix du gaz sont sur une piste descendante. L’offre toujours aussi confortable permet de retrouver des prix plus que raisonnables. En effet, les exportations de gaz provenant de Norvège principalement, permettent de consolider les stocks de gaz européens. À cela s’ajoute une baisse des prix du charbon qui s’accentue, et qui permet donc de solliciter davantage cette énergie au détriment du gaz.
Une augmentation des projets liés à la production de gaz, à quel prix ?
Malgré cette dynamique très positive sur le marché du gaz, les différents acteurs énergétiques ne se reposent pas pour autant sur leurs lauriers. Les investissements liés à l’extraction de gaz dans certaines régions continuent à se multiplier. Cette stratégie peut s’avérer payante sur le long-terme. Plus les points d’approvisionnement en gaz sont nombreux, et moins les producteurs de gaz ont de moyens de pression sur les différents pays importateurs. Cette restructuration de l’équilibre offre/demande pourrait donc permettre d’atténuer considérablement la volatilité sur le marché du gaz.
Toutefois, ces différentes externalités positives possèdent quelques limites. Cette volonté d’accroître la production de gaz dans les quatre coins du monde n’est pas forcément viable sur le très long terme. Le gaz reste une énergie fossile. De ce fait, une production excessive de cette énergie rentre en contradiction avec les différents objectifs environnementaux fixés par l’Union Européenne. En effet, depuis la naissance du conflit russo-ukrainien et à titre exceptionnel, les institutions européennes ont été plutôt laxistes quant au respect des différentes normes environnementales.
Conclusion sur le marché du gaz
Les prix du gaz poursuivent leur tendance baissière.
À court/moyen terme, la stabilité sur les différentes bourses gazières devraient au moins se maintenir.
À plus long-terme, l’état du marché du gaz dépendra aussi des décisions prises par l’ensemble des décideurs européens au sujet de la transition énergétique. La question qu’il faudra se poser :
Est-ce que le marché du gaz est assez stable pour que nous puissions nous permettre de produire moins de gaz, et donc utiliser d’autres alternatives plus saines pour l’environnement ?
Ou est-ce que c’est encore trop tôt, et de ce fait, il faudrait donc maintenir les investissements au sein des différentes zones gazières, quitte à repousser l’atteinte des objectifs environnementaux ? Affaire à suivre.
Marché du pétrole
Marché du CO2
