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Hebdo de l’énergie : l’actualité des marchés du 11 octobre 2024

Silhouette sombre de tours industrielles sur fond de ciel vert et bleu avec texte blanc sur l'actualité du marché de l'énergie en français, daté du 11 octobre 2024.

Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 11 octobre 2024.

Marché de l’électricité

Marché sous pression malgré la météo clémente

 

Graphique linéaire présentant les prix de l'électricité en base en France (€/MWh) de décembre à octobre pour les contrats 2025-2028. Les prix et les tendances varient pour chaque année. Sources : EEX, Capitole Energie.

 

Le marché européen de l’électricité a été influencé semaine dernière par un climat plus doux et une demande réduite en chauffage, avec une demande d’énergie en France de 43,6 GW. Les flux de gaz norvégiens, perturbés par des pannes dans le champ de Troll (13 millions de mètres cubes de moins par jour), devraient se stabiliser, mais ces interruptions montrent la vulnérabilité du marché.

Sur le marché du carbone, les prix sont sous pression en raison d’une offre accrue aux enchères et d’une demande plus faible, notamment en Allemagne, où les données économiques restent préoccupantes. Les vents forts stimulent également la production éolienne, réduisant la demande en énergies fossiles. Toutefois, les tensions au Moyen-Orient et les incertitudes sur les approvisionnements en pétrole pourraient rapidement inverser cette tendance et faire remonter les prix de l’énergie en Europe.

Taxation des revenus nucléaires d’EDF et hausse des subventions aux énergies renouvelables

Le gouvernement français prévoit d’introduire en 2026 une taxe sur les recettes d’EDF issues de la vente de son électricité nucléaire sur les marchés de gros.

Cette taxe, qui remplacera l’actuel tarif régulé Arenh, taxera à hauteur de 50 % puis 90 % les revenus d’EDF au-delà de certains seuils de prix, fixés à 78-80 €/MWh et 110 €/MWh (en euros de 2022). Cet accord, signé en 2022, permet à EDF de vendre sa production à un prix moyen de 70 €/MWh pour la période 2026-2040.

Certains experts dénoncent un premier seuil de taxation jugé trop élevé, presque le double du tarif actuel de 42 €/MWh auquel EDF est obligé de vendre 100 TWh de sa production aux autres fournisseurs.

En parallèle, EDF, après avoir réalisé un bénéfice net de 10 milliards d’euros en 2023 grâce à la reprise de la production nucléaire, versera un dividende de 2 milliards d’euros à l’État, son actionnaire unique. C’est la première fois depuis 2016 que l’État perçoit un dividende.

Le projet de budget 2025 prévoit également une hausse de 4,6 milliards d’euros des subventions aux énergies renouvelables, liée à la baisse des prix de l’électricité et à l’augmentation des capacités. Enfin, une augmentation d’une taxe sur la consommation d’électricité est prévue, passant de 21 €/MWh à environ 50 €/MWh pour les ménages, avec une promesse de baisse de la facture globale de 9 % grâce à la diminution des prix de gros.

Cette mesure est toutefois critiquée pour son incohérence écologique.

 

L’analyse électricité de notre expert

L’urgence d’une réorganisation énergétique

Les ministres de l’Énergie de l’Union européenne abordent la problématique des divergences de prix de l’électricité, particulièrement marquée dans les pays d’Europe centrale et du sud-est, où les prix ont dépassé les 400 EUR/MWh en juillet et août. La présidence hongroise souligne la nécessité de mesures ciblées pour stabiliser ces prix et améliorer la compétitivité régionale.

Dans ce contexte, l’Allemagne a ajouté 68 km de lignes électriques au deuxième trimestre 2024, portant à 21 % l’achèvement de son objectif de 14 000 km de lignes prioritaires. EDF maintient un objectif de production nucléaire de 335-365 TWh pour 2025, ayant augmenté sa production de 12,5 % cette année. Pendant ce temps, l’Italie planifie le redémarrage de l’énergie nucléaire après 35 ans, avec des réacteurs modulaires pouvant couvrir jusqu’à 22 % de la demande d’ici 2050.

Enfin, l’Afrique du Nord pourrait fournir jusqu’à 24 GW d’énergie propre à l’Europe, avec des interconnexions sous-marines projetées, représentant 6 % de la production d’électricité fossile européenne, dans un contexte où le continent vise à réduire sa dépendance aux combustibles fossiles.

– Helder FARIA RUBIO, 

Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie

 

Marché du gaz

Stabilité fragile face aux tensions géopolitiques

 

Graphique linéaire présentant les prix du gaz en euros par MWh de décembre à octobre. Trois contrats (Cal 25, Cal 26, Cal 27) sont représentés avec des tendances différentes. Prix : 38,68 €, 33,90 €, 28,72 €. 

Le marché européen du gaz connaît une accalmie temporaire, soutenue par des niveaux de stockage élevés (94,7 % de capacité) et des conditions météorologiques douces, avec une demande énergétique en France estimée à 43,6 GW, soit 2,3 GW de moins que prévu. Les flux norvégiens de gaz restent robustes, atteignant 322,2 millions de mètres cubes par jour, mais les tensions géopolitiques, notamment le conflit au Moyen-Orient, créent des risques pour l’approvisionnement mondial en gaz naturel liquéfié (GNL). Le détroit d’Ormuz, essentiel pour 23 % des exportations mondiales de GNL, est particulièrement vulnérable, et toute interruption pourrait faire grimper les prix au-delà de 100 €/MWh.

Sur le marché du charbon, bien que moins mis en avant, la demande pourrait rester modérée à court terme grâce aux conditions climatiques actuelles et aux niveaux élevés de stockage de gaz. Toutefois, une escalade géopolitique ou des perturbations d’approvisionnement pourraient raviver son importance cet hiver.

Ukraine : La fin de l’accord gazier avec la Russie

Le Premier ministre ukrainien, Denys Shmyhal, a officiellement annoncé la fin de l’accord de transit de gaz entre l’Union européenne et la Russie, une décision jugée problématique pour les pays enclavés d’Europe centrale.

Selon Mario Holzner, directeur de l’Institut de Vienne pour les études économiques internationales, cette démarche présente également des risques pour l’Ukraine, qui pourrait perdre des revenus importants issus des frais de transit et se voir menacée dans son approvisionnement en gaz si son infrastructure devenait la cible des attaques russes.

Ce contrat avec Gazprom expirant à la fin de l’année ne sera pas renouvelé, car l’Ukraine vise à sanctionner le gaz russe et à diversifier ses sources d’approvisionnement.

Les conséquences sur le marché européen sont préoccupantes : Jake Horslen, analyste chez Energy Aspects, prévoit une pénurie d’approvisionnement cet hiver, ce qui pourrait entraîner une hausse des prix.

Il évoque une réduction annuelle de 12 milliards de mètres cubes dans le bilan gazier européen, ce qui rend d’autant plus urgente la nécessité d’un nouvel accord de transit.

La situation souligne les défis énergétiques persistants dans la région alors que l’hiver approche.

 

L’analyse gaz de notre expert

Le gaz en déroute, l’Europe face à la tempête énergétique

Les perspectives pour les flux de gaz via l’Ukraine après 2024 semblent s’assombrir, selon des analystes. L’Ukraine a confirmé qu’elle ne renouvellerait pas son contrat avec Gazprom, ce qui pourrait signifier qu’aucun flux ne se poursuivra l’année prochaine. Yuriy Onyshkiv, analyste basé à Kiev, estime que les chances de continuation sont minces. Le Premier ministre ukrainien, Denys Shmyhal, a réitéré cette position lors de discussions avec son homologue slovaque. Actuellement, le transit de gaz via l’Ukraine représente environ 3 % de la consommation européenne, qui devrait atteindre 488 milliards de mètres cubes en 2024.

Parallèlement, l’Italie, en pleine expansion de ses infrastructures de gaz naturel liquéfié (GNL), voit ses projets menacés par une sous-utilisation. Les taux d’utilisation des terminaux italiens n’atteignent que 59 % au premier semestre 2024, avec une chute de 80 % des exportations de gaz au cours des sept premiers mois. La demande en gaz en Europe est en baisse, et les investissements italiens pourraient devenir redondants.

Enfin, le Royaume-Uni prévoit d’exporter 70 % de gaz en moins vers l’Europe cet hiver, avec seulement 0,5 milliard de mètres cubes, en raison de niveaux de stockage élevés et d’une demande modérée. Les sites de stockage européens sont remplis à 95 %, mais des incertitudes demeurent quant aux aléas climatiques et aux fluctuations du marché mondial.

– Helder FARIA RUBIO

Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie

Charbon vs. Gaz : la bataille des énergies se joue sur le terrain des quotas d’émission

Cette semaine, le marché européen du charbon a commencé sous une pression notable, reflet d’un contexte d’offre abondante et de signaux baissiers en provenance du marché du gaz. Bien que le marché demeure relativement calme, avec un intérêt limité de la part des investisseurs, l’augmentation prévue de la demande de production pourrait offrir un soutien aux prix dans les jours à venir.

Cette baisse des prix du gaz continue d’influencer le marché du charbon, rendant ce dernier plus compétitif pour la production d’électricité. Un autre facteur à prendre en compte est l’évolution des stocks de charbon. Les stocks combinés dans quatre terminaux clés de l’ARA (Amsterdam, Rotterdam, Anvers) ont atteint un niveau alarmant de 3,38 millions de tonnes, le plus bas en 2,5 ans. Les acteurs du marché ont noté que, bien que la capacité de production d’électricité à partir du charbon ait légèrement augmenté, les besoins en stocks ne sont plus comparables à ceux des années précédentes.

D’un autre côté, le nouveau système européen d’échange de quotas d’émission de CO2 (EU ETS2) s’annonce comme un élément crucial dans la transition énergétique en Europe. Selon des prévisions du cabinet de conseil norvégien Veyt, les prix des quotas d’émission pourraient atteindre 220 euros/t d’ici 2031, contre un démarrage prévu autour de 50 euros/t lors de son lancement en 2027. Cette hausse potentielle des prix s’expliquerait par des mesures visant à faciliter une adoption en douceur et par un mécanisme de préalimentation qui pourrait gonfler l’offre d’environ 30 % la première année. Toutefois, cette situation pourrait rapidement évoluer, avec un resserrement du marché entraînant une hausse des prix en raison d’obligations légales de réduction des émissions.

En parallèle, l’UE doit faire face à des défis pour atteindre ses objectifs en matière de capacité éolienne. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), l’UE pourrait disposer de près de 370 GW de capacité éolienne installée d’ici la fin de la décennie, soit un déficit de 28 % par rapport à l’objectif de 2030. Les problèmes d’autorisation et la congestion du réseau continuent d’entraver le déploiement des projets éoliens, tant terrestres qu’offshore. Malgré cela, la capacité solaire devrait connaître un essor significatif, avec des prévisions de 478 GW d’ici 2030, permettant potentiellement de compenser certaines lacunes dans le secteur éolien.

– Helder FARIA RUBIO

Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie

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