Nos experts vous présentent leur analyse complète de toute l’actualité sur les marchés de l’énergie à la date de clôture du 13 décembre 2024.
Marché de l'électricité
Accalmie climatique et tensions géopolitiques
La semaine a révélé un marché électrique européen sous pression, mais avec des perspectives modérées grâce à des conditions climatiques plus clémentes. En France, la demande électrique, poussée par le froid, a atteint 73,8 GW en début de semaine, avant de redescendre sous les 65 GW, grâce à un réchauffement progressif des températures. Ce climat doux a allégé les besoins en chauffage, contribuant à stabiliser le réseau, bien que des pics persistants aient révélé la fragilité des infrastructures face aux aléas météorologiques.
En parallèle, la production renouvelable, notamment éolienne, a compensé partiellement cette demande. Cependant, les frappes russes massives contre le réseau énergétique ukrainien ont souligné la vulnérabilité des systèmes énergétiques en contexte de guerre, avec des effets potentiels sur les exportations vers l’Europe. Bien que la fin d’année apporte une certaine accalmie, les perspectives électriques restent dépendantes des caprices climatiques et de la géopolitique.
À la une
Le duel EDF - TotalEnergies sur l'après-ARENH
Les tensions entre EDF et TotalEnergies illustrent une bataille cruciale autour de l’avenir de la régulation du nucléaire en France, alors que l’échéance du dispositif Arenh approche à grands pas.
Ce mécanisme, qui oblige EDF à vendre un tiers de sa production nucléaire à ses concurrents, prendra fin en 2025. Pour Patrick Pouyanné, PDG de TotalEnergies, une prolongation de deux à trois ans serait essentielle pour garantir visibilité et stabilité. Il propose même de relever ce tarif à 60 ou 70 €/MWh, en phase avec les dernières estimations de coûts.
Mais pour Luc Rémont, à la tête d’EDF, cette solution serait catastrophique : prolonger Arenh entraverait les investissements, compromettant l’avenir de la production nucléaire et des volumes disponibles.
Cette opposition met en lumière une problématique plus large : comment articuler compétitivité, investissements massifs et équité dans un secteur stratégique ?
L’accord de 2022, prévoyant des contrats à long terme et une taxe sur les revenus excédentaires du nucléaire, semblait prometteur, mais il a suscité des résistances parmi les fournisseurs alternatifs. De surcroît, EDF peine à convaincre les industriels de signer ces contrats, alors que les prix de gros reculent.
Dans ce contexte, l’incertitude règne, exacerbée par l’instabilité politique récente. La suppression éventuelle de la « taxe nucléaire » dans le budget 2025 ajoute une couche d’opacité. Or, face aux défis énergétiques et climatiques, il devient urgent de trouver un cadre durable qui concilie tous les acteurs sans sacrifier la souveraineté énergétique.
Les tendances électricité de la semaine par notre expert
Batteries : le pari gagnant de l’Europe
L’Europe est à l’aube d’une transformation majeure dans le stockage énergétique grâce à l’essor des batteries à grande échelle, un secteur dont la capacité devrait quintupler d’ici 2030 pour atteindre 51 GW, selon Aurora Energy Research. La dynamique s’accompagne d’un record en 2024 : 3,6 GW de nouvelles capacités installées, avec le Royaume-Uni en tête, suivi par l’Italie, la Suède, l’Allemagne et la France. L’expansion des énergies renouvelables et l’augmentation de la volatilité des prix de l’électricité rendent le stockage par batterie de plus en plus rentable.
Cependant, le tableau n’est pas sans défis. Les contraintes sur les réseaux électriques freinent l’intégration rapide des projets, tandis que l’Europe reste dépendante des importations de batteries asiatiques, moins coûteuses et plus compétitives. Malgré cela, l’innovation et les économies d’échelle font croître la taille et la rentabilité des projets, tandis que les prix élevés sur les marchés de gros et de capacités offrent des opportunités inédites.
En parallèle, l’hiver exacerbe les tensions sur les marchés électriques, avec des flambées de prix record dues à la faible production éolienne et à la forte demande. Pourtant, ces pressions restent conjoncturelles, et les prévisions annoncent un répit à moyen terme. La transition énergétique européenne avance, mais elle reste à la merci d’une régulation claire et d’une géopolitique favorable pour consolider ses ambitions.
– Helder FARIA RUBIO,
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Marché du gaz
Répit fragile sous l’ombre des incertitudes russes
Le marché européen du gaz a connu une correction notable, les prix atteignant 38,84 €/MWh, leur plus bas niveau en un mois, grâce à des températures douces en Allemagne (+2,8 °C au-dessus des normales saisonnières). Les stocks européens, à 80 %, offrent une marge confortable à court terme, bien qu’inférieurs aux niveaux de l’an dernier (90 %). La stabilité relative des flux norvégiens contraste avec l’incertitude liée au transit de gaz russe via l’Ukraine, dont l’accord expirera bientôt. La guerre en Ukraine exacerbe ces tensions, la Russie ciblant les infrastructures énergétiques clés.
Parallèlement, la baisse des prix du GNL en Asie a apaisé la pression concurrentielle, mais la réorientation de cargaisons vers l’Europe reste cruciale pour l’équilibre hivernal. Les prévisions de redoux, combinées à une demande modérée, stabilisent provisoirement les prix, mais les risques géopolitiques et climatiques pourraient raviver la volatilité.
À la une
GNL américain : entre blocages et rivalités mondiales
Les tendances gaz de la semaine par notre expert
Gaz : OMV rompt avec Gazprom
OMV, l’énergéticien autrichien, a résilié son contrat à long terme avec Gazprom Export, invoquant des violations contractuelles après l’arrêt des livraisons de gaz depuis le 16 novembre. Ce contrat, prévu pour durer jusqu’en 2040, faisait état de livraisons régulières d’environ 5 TWh par mois à la frontière entre l’Autriche et la Slovaquie. Bien que l’Autriche affirme que son approvisionnement énergétique reste sécurisé, cette rupture a provoqué des tensions sur les marchés européens, avec des hausses de prix notables du gaz.
Dans ce contexte, les stocks de gaz en Europe pourraient se terminer cet hiver avec un déficit significatif par rapport à l’année dernière, ce qui pourrait entraîner des difficultés pour le remplissage des stocks pendant l’été. Actuellement remplis à 81 %, les stocks sont déjà environ 10 Gm3 plus bas que l’année précédente. Si l’hiver reste normal, l’Europe pourrait se retrouver avec un déficit de 15 à 20 milliards de mètres cubes de gaz d’ici le printemps, compliquant la situation pour l’été prochain, particulièrement sans un afflux supplémentaire de GNL. Cependant, bien que la situation reste tendue, la diversification des sources d’approvisionnement et les outils de gestion sont jugés plus efficaces qu’en 2022.
À plus long terme, la demande de GNL en Europe devrait croître dans les 5 à 10 prochaines années, mais la perte de gaz russe continuera d’influencer les marchés. L’anticipation est que la situation se stabilisera d’ici 2026-2027, bien que l’Europe doive rester vigilante face aux incertitudes géopolitiques et aux pressions sur ses marchés énergétiques
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
Zoom sur l'énergie verte
Énergies renouvelables : Entre garanties publiques et défis climatiques
Le manque de garanties publiques pour les contrats d’achat d’électricité (PPA) freine le développement des énergies renouvelables en Europe, alourdissant les coûts de financement des projets et, par conséquent, les prix de l’électricité.
En effet, des experts affirment que des mécanismes de soutien public, comme des fonds de garantie, seraient essentiels pour stimuler ce marché. Bien que la France et l’Espagne aient déjà introduit des garanties d’État, d’autres pays, dont l’Italie, n’ont pas encore franchi ce pas, ce qui ralentit l’investissement dans les énergies renouvelables et gonfle les coûts. Selon les analystes, l’absence de telles garanties pourrait augmenter de 2 à 3 points de pourcentage les coûts de financement des projets, un frein majeur pour les développeurs. La mise en place de garanties publiques efficaces pourrait permettre l’ajout de plusieurs gigawatts de capacité d’ici 2030, contribuant ainsi à réduire les prix de l’électricité en augmentant l’offre. Toutefois, les règles complexes concernant les aides d’État ralentissent la mise en œuvre de ces mécanismes, malgré une forte demande pour les AAE (Accords d’Achat d’Électricité) renouvelables.
Parallèlement, le Royaume-Uni a atteint un record de production d’énergie renouvelable, surpassant pour la première fois les combustibles fossiles dans son mix énergétique. Grâce à un fort développement de l’éolien, qui devient la principale source d’énergie du pays, et à une augmentation des importations d’électricité bon marché, la part des combustibles fossiles dans l’électricité a considérablement diminué. Ce changement marque une étape importante dans la transition énergétique britannique, avec des perspectives encourageantes pour l’avenir, notamment dans l’optimisation du stockage de l’énergie et la modernisation du réseau.
En Espagne, malgré des étés de plus en plus chauds, la capacité solaire du pays continue de croître rapidement. Toutefois, la chaleur excessive nuit à l’efficacité des panneaux photovoltaïques, un défi que les développeurs tentent de surmonter grâce à des innovations technologiques. L’objectif est d’améliorer la performance des panneaux, notamment en période de chaleur extrême, afin de maximiser la production d’énergie, tout en prenant en compte les effets du changement climatique.
– Helder FARIA RUBIO
Responsable Vente Indirecte et Partenariats chez Capitole Energie
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