Nos analystes décryptent l’actualité du marché de l’énergie (gaz, électricité, pétrole, charbon et émissions) pour la semaine du 31 octobre 2022. Découvrez dans cet article leurs perspectives pour les semaines à venir.
Marché de l’électricité
Encore une semaine baissière sur le marché électrique français
Cette semaine, la courbe de long terme sur les marchés de gros de l’électricité en France a poursuivit sa tendance baissière pour la 4ème semaine consécutive. Les prix du contrat CAL23 Baseload ont diminué de – 85,38 €/MWh en une semaine, soit une baisse significative de – 17,21 %. Le vendredi 11 novembre, le produit calendaire pour une livraison en 2023 se négociait à 410,66 €/MWh et ce, malgré un redémarrage du nucléaire plus lent que les prévisions initiales. Les baisses constatées ces dernières semaines sont boostées par la diminution parallèle (et constante) des prix du gaz naturel ou encore du charbon, notamment pour la production d’électricité, dans un contexte de températures clémentes pour la saison, et donc de demande relativement faible.
Le redémarrage du nucléaire à la traine mais en bonne voie
Durant le mois d’octobre, le redémarrage du nucléaire a été contrasté, entre redémarrage effectif et retards annoncés. Au 10 novembre, la capacité nucléaire française a augmenté de près d’1,4 GW en une semaine pour atteindre 31,4 GW. Si c’est une bonne nouvelle, la capacité maximale de production reste inférieure de 1,8 GW à la prévision d’EDF datant de la semaine précédente. Encore 25 réacteurs sur 56 sont à l’arrêt, représentant une capacité de 29,1 GW soit 47,5 % du parc national. D’ici le 17 novembre, EDF espère compter sur une capacité de 35,1 GW. L’exécutif continue d’exhorter l’électricien historique à redémarrer le plus rapidement possible. Néanmoins, pour l’Agence de Sureté Nucléaire (ASN), cela ne se fera pas au détriment des normes de sécurité qui doivent primer sur tout le reste, même dans un contexte de crise. Comme nous l’annoncions ces dernières semaines, 15 réacteurs devraient tout de même produire à nouveau d’ici le mois de janvier 2023, ce qui contribue significativement au recul des prix constatés sur le marché.
La France va garantir 500 MW de PPA pour l’industrie et soutenir ainsi les renouvelables
En période de crise, le soutien de la production renouvelable est primordial. Bien qu’intermittentes, les Energies Renouvelables (EnR) devront à terme remplacer l’usage des sources d’énergie d’origine fossile comme le charbon et le gaz naturel. Le développement des EnR reste donc essentiel à la fois pour sécuriser l’approvisionnement énergétique, que pour l’atteinte des objectifs ambitieux en terme de réductions des émissions des gaz à effet-de-serre (GES).
Pour aller dans ce sens, l’Etat français va créer un fonds de garantie pour aider les industriels à signer jusqu’à 500 MW de contrats d’électricité renouvelable (PPA) de long terme dès 2023. Ces PPA d’une durée de 15 à 25 ans permettront aux industriels de sécuriser une partie du coût d’approvisionnement en électricité décarbonée et leur donneront plus de visibilité sur le long terme. Les PPA revêtent l’avantage d’une couverture partielle sur le long terme, notamment contre les variations des prix des marchés du carbone, des combustibles fossiles ou encore de l’électricité. Le dispositif devrait permettre de doubler le déploiement des PPA en France, environ 600 MW installés seulement de PPA étant actuellement conclus dans le pays.
La tendance baissière des prix de gros de l’électricité semble pouvoir se poursuivre une semaine supplémentaire. Même si le redémarrage du parc nucléaire français n’est pas encore complet, les nouvelles sont rassurantes. Les températures sont encore en-dessous des normales de saison, permettant de limiter le niveau de la demande.
Le recul des prix du gaz naturel et du charbon contribue également à la bonne tendance de marché. Il faut toutefois rester vigilant. La France demeurant thermosensible, une chute brutale des températures pourrait inverser la tendance.
Tristan BAUDU, Analyste Pricing
Marché du gaz
Le prix du gaz naturel en dessous de la barre symbolique des 100 €/MWh
Cela faisait presque 4 mois que le prix du gaz pour l’année 2023 n’était pas descendu en dessous de la barre des 100 €/MWh. Les nouvelles sont rassurantes et montrent que le marché s’apaise depuis maintenant plusieurs mois. Les contrats pour une livraison en 2023 (France PEG CAL 2023) ont clôturé à 96,88 €/MWh ce vendredi 11 novembre, soit une baisse de -14,85€/MWh sur la semaine. La même tendance s’observe sur les années de livraisons suivantes : – 7,01 €/MWh pour 2024, – 4,45 €/MWh pour 2025, et -2,80 €/MWh pour 2026 (référence TTF Cal 2026).
La demande de gaz de l’UE chute considérablement sur le mois d’octobre
Le mois d’octobre reste à plusieurs titres un mois historiquement exceptionnel. Selon certaines études, ce serait le mois d’octobre le plus chaud jamais enregistré en Europe. Cette situation climatique particulière a été de bonne augure pour les marchés gaziers. En effet, durant le seul mois d’octobre, la demande de gaz de l’UE a plongé de 25 % par rapport à la moyenne du même mois sur le période 2019-2021. Les pays enregistrant les baisses les plus significatives sont l’Allemagne (-29%), l’Italie (-24 %), et la France (-26 %), les deux premiers étant les plus gros consommateurs de gaz en Europe. Alors même que l’approvisionnement en gaz russe est décroissant depuis le début de la guerre en Ukraine, ce recul de la demande permet d’éponger les effets néfastes des problèmes d’approvisionnement gazier pour toute l’Europe. L’industrie n’est pas au top de sa forme en ce dernier trimestre 2022. Le ralentissement de la production contribue également au recul de la demande.
Les niveaux de stockage en Europe rassurent avant le début de l’hiver
Depuis plusieurs semaines déjà, les stocks européens sont à la limite de leurs capacités maximales. L’été dernier, malgré des prix de marché très élevés, a permis de respecter les objectifs en terme de stockage au sein de l’UE. A court terme, l’afflux constant de GNL sur les côtes européennes permet d’orienter continuellement les prix à la baisse. Même si l’écart entre prix de court terme (spot, month-ahead) et prix de long terme (produits calendaires) n’est pas totalement réduit, les fondamentaux laissent présager une bonne fin d’année 2022. L’optimisme est bien présent, si toutefois les températures ne chutent pas brusquement, et si le GNL continue d’arriver en Europe plutôt qu’en Asie.
Les importations asiatique restent faibles
Si la situation s’améliore en Europe c’est en grande partie grâce à l’Asie que nous le devons. En effet, le manque de gaz russe a été largement compensé par le GNL. Ce GNL, se négociant au niveau mondial, va là où le prix est le plus attractif. Les différentes vagues de confinement en Chine ont permis de réduire drastiquement le niveau de la demande. La Chine enregistre d’ailleurs la baisse la plus importante côté asiatique avec près de -19% sur le mois d’octobre par rapport à l’année 2021. En moyenne, les importations asiatiques ont chuté de près de 9% comparé au niveau 2021. Cette destruction de la demande asiatique a bénéficié à l’Europe, enregistrant +48 % d’importations de GNL sur le mois d’octobre 2022 (comparé à 2021).
Les nouvelles sont donc rassurantes, et le climat pousse à l’optimisme général. L’équilibre reste toutefois fragile, et ne tient qu’aux températures clémentes, au recul de la demande asiatique, ou encore à une production renouvelable décente au niveau européen.
Dans le contexte actuel de remplissage des stocks, les prix devraient au moins se stabiliser, voire s’orienter à la baisse ici et là. L’avenir nous donnera plus de visibilité, mais la nécessité de réformes structurelles reste sur la table. Les années à venir continueront d’être difficiles d’un point de vue énergétique en France et plus largement en Europe.
Yanice MEGUENNI, Analyste Pricing
Marché du pétrole
Légère accalmie pour le brut : baisse de la demande malgré les tensions côté offre
Cette semaine, le prix de l’or noir (BRENT de la Mer du nord, pour une livraison en janvier 2023) corrige légèrement à la baisse pour atteindre 95,99 $/baril le vendredi 11 novembre, soit 2,58 $/baril de moins en une semaine (- 2,62 %). Malgré les nouvelles mesures de soutien à l’économie en Chine, le marché ne semble pas s’être emballé outre mesure. Au contraire, les mesures de confinement ralentissant considérablement l’économie et les déplacements prennent le dessus. La Chine enregistre le nombre de contaminations quotidiennes le plus élevé depuis avril. De plus, les prévisions de consommations mondiales de l’OPEP+ restent très pessimistes pour la fin 2022 et l’année 2023. Même si son rapport à long terme, publié fin octobre, estime que la demande mondiale devrait augmenter dans les quinze prochaines années, les prévisions mensuelles pour 2022 et 2023 vont clairement dans le sens contraire. D’ailleurs, les prévisions de l’AIE attendues ce mardi 15 novembre pourraient également suivre la même tendance.
L’offre mondiale risque de continuer à être réduite
La principale actualité reste donc le niveau de demande en baisse. Si l’OPEP+ a permis de maintenir un prix élevé en réduisant sa production, le recul de la demande pourrait permettre d’orienter le prix du baril à la baisse. Le cartel indique en effet que la prévision de croissance de la demande mondiale de pétrole pour 2022 est révisée à la baisse de 0,1 million de barils/jour (mb/j) pour s’établir désormais à 2,5 mb/jour, Pour 2023, l’OPEP+ est également un peu moins optimiste qu’elle ne l’était en octobre, tablant désormais sur une croissance de la demande à 2,2 mb/j (en baisse de 0,1 mb/j). La croissance de la demande de pétrole devrait être mise à l’épreuve par les incertitudes liées à l’activité économique, les mesures d’endiguement du Covid-19, et les développements géopolitiques. Quoiqu’il en soit, si la situation persiste, l’Organisation pourrait à nouveau décider de réduire ses quotas de production, comme cela a été le cas en octobre dernier, avec une diminution de 210 000 barils/jour. La production a principalement baissé en Arabie saoudite et en Angola.
Les prévisions pour cette semaine sont donc plutôt à la baisse. Même si le baril devrait réussir à se maintenir dans le corridor de prix 90-100 $/baril, la tendance semble être à la baisse, au regard du niveau de la demande mondiale. L’offre, pour l’heure, reste réduite, mais suffit à répondre à la demande. Affaire à suivre.
Loïc ARILAZA, Analyste Pricing Team Leader
Marchés du charbon et des émissions
Le charbon continue de plonger, dans le sillage des autres énergies
Pour le charbon, les courbes de court terme comme de long terme continuent de s’orienter à la baisse une semaine supplémentaire. En Europe, le vendredi 11 novembre et pour une livraison en 2023 (Rotterdam API 2 Cal 2023), la tonne de charbon se négociait à 177,32 $/t, soit une variation de – 30,80 $/t en une semaine (- 14,80 %). A court terme, le produit pour une livraison en décembre (Rotterdam API 2 Decembre 2022) perdait quant à lui 35,50 $/t en une semaine, pour s’établir à 180,50 $/t le 11 novembre.
Globalement, les prix de toutes les énergies s’orientent à la baisse ces dernières semaines, et le charbon ne déroge pas à la règle. En Europe, l’afflux constant de GNL, le remplissage des capacités de stockage en gaz avant l’hiver, et les températures clémentes ont permis conjointement de réduire la demande en hydrocarbures. Le gaz naturel, en tête, étant désormais bien moins cher, l’usage du charbon pour la production d’électricité s’en voit logiquement réduit. Par ailleurs, au niveau mondial, les tensions sur l’offre semblent être à présent loin derrière. L’approvisionnement demeurant constant, voire en hausse, le prix du charbon pourrait poursuivre sa fantastique descente.
Le prix des quotas continue de corriger à la baisse sur la semaine
Le marché européen d’échange de quotas d’émission corrige à la baisse cette semaine encore. Le vendredi 11 novembre, le contrat de référence EUA Dec. 22 clôturait la semaine à 75,84 €/t, soit 0,52 €/t de moins que le vendredi précédent (- 0,68 %). Le prix du gaz naturel et du charbon étant en perpétuelle baisse depuis plusieurs semaines, l’usage de ces-derniers pour la production d’électricité s’avère moins coûteux. Par ailleurs, le mois d’octobre 2022 pourrait être le plus chaud jamais enregistré en Europe, selon le service Copernicus. Cette conjoncture climatique exceptionnelle contribue largement au recul des prix des énergies.
Au niveau européen, les Etats membres sont récemment parvenus à s’accorder sur des objectifs contraignants réduisant les émissions de GES de secteurs encore non couverts par le système. Le marché continue de chercher une direction claire en cette fin d’année 2022, et les futures réformes du système donneront la voie pour les années à venir. La transition énergétique reste une des priorités de l’Union Européenne, et le marché des quotas continuera de jouer un rôle prépondérant vers celle-ci.
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