Hebdo de l’énergie : l’actualité des marchés du 06 février 2024

Cette cinquième semaine de l’année 2024 semble confirmer une stabilisation des prix sur les marchés de gros de l’électricité. Les cours paraissent être moins volatils. En effet, depuis mi-janvier, les prix semblent évoluer dans un corridor de prix entre 75 €/MWh et 80 €/MWh. On peut  tout de même noter un nouveau point bas atteint le 22 janvier à 74,75 €/MWh.

On observe une baisse de –0,45 €/MWh en une semaine sur le contrat CAL 25 Baseload en clôturant ce mardi 6 février à 78 €/MWh (soit une légère baisse de –0,57 % par rapport au mardi 30 janvier). Les prix des contrats à plus long terme évoluent à la baisse de façon un peu plus significative : les contrats CAL 26 Baseload et CAL 27 Baseload évoluent respectivement de –2,95 % et de –1,82 %.

Hausse de la TICFE (anciennement CSPE)

Depuis 2022 et la mise en place du bouclier tarifaire, la TICFE était à son taux le plus bas (autorisé par la réglementation européenne), soit 1€/MWh pour les professionnels et particuliers dont la puissance de compteur est inférieure à 36 kVA et 0,5€/MWh pour les entreprises dont la puissance de compteur est supérieure à 36 kVA. Cette réduction du taux de la CSPE avait pour échéance le 31 janvier 2024. 

Dans le cadre de l’article 92 de la Loi de Finance 2024, le gouvernement a publié un arrêté pour revoir à la hausse l’accise sur l’électricité (TICFE). Désormais, depuis le 1er février 2024 et jusqu’au 31 janvier 2025, les tarifs normaux de l’accise sur l’électricité sont les suivants :

• 21,00 €/MWh pour la catégorie « ménages et assimilés » (les compteurs C5).
• 20,50 €/MWh pour les catégories « petites et moyennes entreprises » et « haute puissance » (les compteurs C4/C3/C2/C1).

Cela est donc source d’augmentation des factures d’électricité pour l’ensemble des compteurs en service.

Pas de CFD nucléaire pour EDF

Le gouvernement français ne semble finalement pas prévoir de placer la production nucléaire sous CFD (contrat pour différence) pour garantir un prix plancher malgré la baisse des prix de gros de l’électricité, et qui pourrait menacer les finances d’EDF.

Selon un porte-parole du ministère de l’Economie : « ce n’est pas ce que prévoit l’accord entre EDF et l’Etat ». Cet « accord » fait référence au projet de régulation nucléaire qui doit venir remplacer le mécanisme de l’ARENH à partir de 2026. Ce dernier doit permettre à EDF de vendre l’électricité nucléaire à 70 €/MWh en moyenne afin de financer la maintenance et la construction des réacteurs. Le projet encourage la généralisation des PPA (contrats de long terme) et prévoit une taxation d’EDF sur la vente de sa production nucléaire sur le marché de gros à partir de 78-80 €/MWh et 110 €/MWh.

Les prix des contrats CAL 26 et CAL 27 Baseload s’échangent actuellement sous la barre des 70 €/MWh sur la bourse EEX, en forte baisse depuis fin 2023. Cela peut être un problème pour EDF si les prix de marché ne remontent pas.

Cependant, les revenus d’EDF pourraient augmenter si la demande d’électricité se redresse notamment. Le gouvernement a donné à EDF un délai pouvant aller jusqu’à mai 2024 pour montrer que sa nouvelle politique commerciale peut assurer son finanement et satisfaire les entreprises. 

Focus sur la production nucléaire

La disponibilité du parc nucléaire français est en baisse de 0,4 GW en une semaine pour atteindre 48,8 GW ce mardi 30 janvier.

Néanmoins, la capacité nucléaire reste encore inférieure de 3,9 GW aux prévisions d’EDF. La disponibilité nucléaire moyenne du mois de janvier s’établit à 49,8 GW, soit une hausse de 4,7 GW par rapport à la moyenne de décembre. Au 30 janvier, on dénombrait 12 réacteurs à l’arrêt (soit 19% du parc nucléaire), dont 7 qui devraient être redémarrés avant mi-février. EDF prévoit une disponibilité moyenne de 49,9 GW en février et de 46,9 GW en mars. 

Ce mercredi 31 janvier marque également la fin d’un mouvement de grève sur le réacteur de Cruas 2 après plus de 30 jours de blocage du redémarrage de ce réacteur. En parallèle cependant, les grévistes des sites de Bugey 5 et Tricastin 4 ont voté à une poursuite du mouvement. 

Du côté de Flamanville : la mise en service de l’EPR (1,6 GW) prévu pour mi-2024 par EDF ne semble pas être garantie. L’ASN est encore dans l’attente d’éléments importants dans sa prise de décision. Un chargement du combustible fin mars et un couplage au réseau mi-2024 semble tendu. EDF vise l’injection des premiers volumes sur le réseau pour mi-2024 avec près de 12 ans de retard sur le calendrier initial. Le réacteur est ainsi censé produire 14 TWh jusqu’à son premier arrêt planifié en 2026.

Conclusion sur le marché de l’électricité

Le marché continue de faire face à une offre robuste malgré une légère baisse de la disponibilité nucléaire, les stocks de gaz restent bien au-dessus de la moyenne et la demande demeure faible.

À l’approche du printemps, l’offre confortable de gaz (ainsi que les stocks), la production d’électricité solide (nucléaire et renouvelable) et la faible probabilité d’une reprise significative de la demande rassure les acteurs du marché. 

Par conséquent, les prix de l’électricité sur les marchés de long terme semblent se stabiliser vers 70-80 €/MWh. Il est peu probable actuellement, et pour les semaines à venir, de voir les cours repasser au-dessus des 100 €/MWh, les primes de risques étant faibles tant les fondamentaux du marché semblent être solides. 

Marché du gaz

Un marché du gaz qui se stabilise

 

 

 

Le marché du gaz termine ce mois de janvier sur une bonne note. Sur cette période, les différents calendaires ont oscillé aux alentours de 30€/MWh, sans jamais passer en dessous pour l’instant. Ce constat témoigne d’une consolidation de la stabilité des prix. Malgré tous les chocs de demande et d’offre, la volatilité est donc moins accrue sur le marché du gaz. 

Plus en détail, les calendaires ont subi une légère baisse sur la semaine précédente. Le PEG CAL 2025 par exemple, a subi une réduction de 81 centimes, pour clôturer à 31,05€/MWh ce mardi 6 février 2024.

 

 

Une offre de gaz toujours aussi perturbée

Les travaux de maintenance au sein des terminaux gaz ont été prolongés en Norvège, ce qui a donc ralenti l’approvisionnement en gaz vers l’Europe. De plus, le calendrier de livraison du GNL est toujours autant perturbé par les retards de livraison du Qatar dus aux tensions en mer rouge. 

 

 

Une demande sous tensions 

La légère hausse des prix du charbon et du pétrole n’est pas sans conséquences sur les prix du gaz. En effet, la baisse de compétitivité de ces énergies induit une sollicitation plus accrue des centrales à gaz. 

 

 

Les projets gaziers sur le long terme sont menacés

Au Pays-Bas, des ONG s’opposent à une centrale à gaz d’Engie, la jugeant incompatible avec l’engagement du pays qui consiste à décarboner son système électrique d’ici 2025. Aux Etats-Unis, des difficultés similaires sont rencontrées. Le président Joe Biden, a annoncé une suspension des processus d’approbation concernant les nouveaux projets d’exportation de GNL pour des questions environnementales. Cette problématique entrave les possibilités de conforter l’offre de gaz dans les années à venir. 

 

 

Conclusion sur le marché du gaz

À l’approche du printemps, les niveaux de stocks de gaz sont plus que convenables, ce qui permet donc de rassurer les acteurs énergétiques à court terme. 

À plus long terme, il faudra trouver des alternatives autres que le GNL, car cette énergie reste en contradiction avec les objectifs environnementaux fixés par les institutions européennes. Il y a donc encore du chemin à parcourir pour retrouver des prix du gaz aussi compétitifs qu’avant le conflit russo-ukrainien.  

 

 

Marché du pétrole

 

 

 

 

Marché du CO2

 

 

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