Hebdo de l’énergie : l’actualité des marchés du 16 février 2024

Nouvelles hebdomadaires du marché de l'énergie en 2024.

Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 16 février 2024.

 

Marché de l’électricité

Maintien de la baisse des prix de l’électricité en gros pour 2025-2027

 

Prix de l'électricité 16/02/24
Prix de l’électricité 16/02/24

 

Les prix de l’électricité sur les marchés de gros continuent de baisser, comme le montrent les données de clôture de la semaine pour les années 2025 à 2027. Cette tendance baissière, amorcée depuis début février, se confirme avec des prix se situant sous les niveaux attendus. En effet, les prix du contrat CAL 25 Baseload semblent se maintenir sous la barre des 75 €/MWh.

Le contrat CAL 25 Baseload clôture ce vendredi 16 février à 71,96 €/MWh, enregistrant une baisse de -2,36 €/MWh (soit une évolution de –3,18 %). Cela représente une diminution notable, soulignant un ajustement progressif des prix. Les produits à plus long terme accusent également d’une baisse cette semaine. Le CAL 26 Baseload et le CAL 27 Baseload évoluent respectivement de -4,36 €/MWh et de -2,95 €/MWh, poursuivant la tendance générale du marché.

 

 
 
 

L’impact des énergies renouvelables sur le marché de l’électricité

La croissance des EnR sur les marchés de l’électricité en Europe semble impacter à la hausse le nombre des échanges sur les contrats à terme, et par conséquent sur la liquidité. On observe une augmentation de 88% de la demande de produits dérivés de l’électricité sur la bourse EEX, influencée par des objectifs européens ambitieux en matière d’énergies renouvelables. Pour rappel, la directive européenne porte l’objectif de 42,5 % d’EnR dans la consommation finale à horizon 2030 contre 32 % auparavant.

Cela engendre alors des risques liés à la stabilité du réseau ainsi qu’à l’évolution des conditions météorologiques. Les acteurs du marché tentent de compenser les effets de la « cannibalisation » dans leurs stratégies de couverture. Cet effet renvoie aux conséquences d’une production simultanée des EnR : une baisse des prix de marché et des revenus pour les producteurs. L’intégration croissante des EnR nécessite des produits plus sophistiqués pour une couverture efficace. Cela pourrait également stimuler l’innovation dans le développement de produits financiers adaptés aux spécificités du marché de l’électricité renouvelable.

 

La décarbonation du marché de l’électricité menacée par la baisse des prix ? 

Le PDG d’EDF a déclaré vendredi 16 février que la baisse durable des prix de gros de l’électricité pourrait menacer les capacités des opérateurs du marché à investir dans de nouvelles capacités décarbonées. Selon Luc Rémont, cela pourrait impacter toute la stratégie de décarbonation nécessitant des investissements, notamment dans le domaine de l’électricité. Alors qu’EDF a conclu un accord avec le gouvernement sur la nouvelle régulation post-ARENH, vendre l’électricité nucléaire à un prix moyen de 70 €/MWh, une baisse des prix au-delà de ce seuil désinciterait à investir dans des technologies de production renouvelables du fait d’un coût actualisé de l’énergie supérieur.

 

Focus sur la disponibilité nucléaire 

Pour donner suite à l’incendie dans la partie non nucléaire de l’unité 3 qui a provoqué la fermeture des réacteurs Chinon 3 et 4 expliqués dans notre Hebdo de la semaine dernière, une prolongation de l’arrêt de ces réacteurs de 5 semaines a été annoncée. EDF prévoit désormais de redémarrer Chinon 3 le 22 mars au lieu du 22 février. Cet événement prolongera la réduction de l’offre d’électricité en raison d’une disponibilité nucléaire affaiblie. 

Nous rapportons une baisse significative de la disponibilité du parc nucléaire français. En effet, la disponibilité nucléaire est passée à 45,2 GW le 13 février, soit une baisse de 3,7 GW en une semaine. Sans surprise, la disponibilité du parc reste inférieure de 5,2 GW aux prévisions d’EDF. A la suite de l’incendie déclaré sur Chinon, on note 14 réacteurs à l’arrêt ce mardi 13 février, soit 22% du parc. Malgré cette baisse, les centrales nucléaires contribuaient pour plus de la moitié de la production d’électricité en France ce 13 février. La disponibilité moyenne du parc depuis le début du mois de février est en baisse de 2,8 GW par rapport à la moyenne de janvier. EDF prévoit une disponibilité moyenne de 46 GW pour le mois de février. Enfin, le calendrier de redémarrage d’EDF prévoit de reconnecter au réseau 12 réacteurs d’ici la fin du 1er semestre 2024.

 

Conclusion sur le marché de l’électricité

Toujours sur la base du bilan électrique 2023 de RTE publié récemment, nous pouvons aisément avancer que les fondamentaux du marché de l’électricité se sont significativement améliorés par rapport à 2022. 

Les prix de l’électricité sur les marchés de gros semblent maintenir leur tendance baissière sous l’effet de la diminution des tensions sur la sécurité d’approvisionnement et d’une demande contenue.

L’optimisme partagé par les acteurs du marché semble pousser les prix de gros à la baisse. Evoluant sous la barre symbolique des 100 €/MWh depuis début décembre 2023, ces derniers sont passés sous la barre des 75 €/MWh cette semaine. 

Bien que cela engendrerait des risques pour EDF, nous pouvons anticiper une probable diminution du contrat CAL 25 Baseload sous la barre des 70 €/MWh dans les semaines à venir. 

 

 
 
 

Marché du gaz

La tendance baissière se poursuit sur le marché du gaz 

 

Prix du gaz au 16/02/24
Prix du gaz au 16/02/24
 

Le marché du gaz naturel montre encore des signes encourageants avec une baisse continue des prix des contrats à terme. Cette évolution favorable est notamment marquée par le contrat de base 2025 qui s’affiche à 27,85€/MWh, enregistrant une baisse significative de 0,99€/MWh.

La tendance ne s’arrête pas là, puisque le contrat de base 2026 se positionne à 27,02€/MWh, en diminution de 0,26€. Pour 2027, le marché anticipe un prix de 26,46€/MWh, en recul de 0,223€. Ces ajustements de prix pourraient refléter une combinaison de facteurs, notamment des températures clémentes et une forte présence des énergies renouvelables qui participent à l’apaisement des inquiétudes liées à l’approvisionnement.

 

La demande de GNL en hause d’ici 2040

L’analyse de l’IEA prévoit une croissance de la demande globale de gaz de 2.5% en 2024, justifiée par des températures hivernales plus froides et des prix du gaz plus bas. Celle-ci sera principalement portée par la demande mondiale de GNL, qui devrait atteindre environ 625-685 millions de tonnes annuellement, soit une augmentation de plus de 50% rapport à 2023. Cette hausse serait principalement motivée par le remplacement du charbon par le gaz dans un but de réduire les émissions de carbone. La croissance économique en Asie, de par l’essor industriel chinois, constituerait le principal facteur qui expliquant le chamboulement de l’équilibre offre/demande de GNL. L’Europe, malgré une baisse de demande de gaz, devrait donc connaître un déficit nécessitant l’importation de GNL pour combler ses besoins. Nous estimons ce déficit à environ 70 millions de tonnes d’ici à 2025 et 50 millions de tonnes pour 2030.

Cependant, une offre limitée de nouvelles productions de GNL signifie que l’approvisionnement restera tendu, ce qui pourrait déclencher une nouvelle volatilité des prix. L’augmentation de la capacité d’importation de GNL en Europe d’un tiers d’ici fin 2024, souligne la dépendance croissante du continent pour sécuriser son approvisionnement énergétique. Ces développements indiquent une évolution significative du marché du gaz, avec des implications pour les prix, les politiques énergétiques et les stratégies d’investissement dans les infrastructures de GNL.

La croissance de la demande en GNL, couplée à une offre restreinte et à l’expansion des capacités d’importation, pourrait entraîner une volatilité accrue des prix et encourager les investissements dans de nouveaux projets de GNL. Cependant, comme évoqué lors de précédentes analyses, les futurs projets de GNL seraient susceptibles d’être contrariés par les objectifs environnementaux fixés par les instances européennes. Par conséquent, les acteurs du marché doivent se préparer à naviguer dans un environnement complexe, marqué par des dynamiques de demande fluctuantes, des contraintes d’approvisionnement et des impératifs de décarbonation.

 

Conclusion sur le marché du gaz

À court terme, la tendance baissière sur le marché du gaz se poursuit. Des stocks de gaz confortables, associés à un approvisionnement de gaz conséquent,  rassurent les différents acteurs énergétiques.  

À moyen terme, la disparition progressive du charbon pourrait rajouter des tensions supplémentaires sur le marché du gaz, étant donné la substituabilité des deux énergies. Au vu de toutes ces informations, l’avenir du marché gazier reste donc encore flou. 

 

Le blog Capitole Énergie

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