Café du marché ☕️ - Mai 2024
Bienvenue sur le second épisode de notre newsletter dédiée à l'analyse du marché de l'électricité. N'hésitez pas à vous abonner pour recevoir votre dose d'information énergétique mensuelle. 📮
Le prix du gaz en hausse poussée par une forte demande asiatique 📈
Comme attendu, le TTF a été très volatil en ce mois de mai, passant de 29 €/MWh à 34 €/MWh et atteignant son plus haut niveau des cinq derniers mois le 23 mai à 35,5 €/MWh. Cette hausse s’explique (i) par les tensions géopolitiques autour du détroit d'Ormuz, par lequel transite 20 % du LNG mondial, (ii) par une hausse de la demande asiatique due à des températures élevées et des indisponibilités, et enfin (iii) par des maintenances sur un gazoduc reliant la Norvège au Royaume-Uni. Même si l’UE ne devrait avoir aucun mal à remplir son objectif de stockage de 90 % d’ici novembre, la concurrence asiatique pourrait en augmenter la facture. Cette volatilité devrait se poursuivre au mois de juin sur fond de possibles sanctions contre le LNG russe et de coupure définitive du gaz russe transitant par pipeline.
Le spread Day-Ahead France-Allemagne à un niveau record 📊
Le prix spot a clearé 82,6 €/MWh plus bas en France qu’en Allemagne pour le 31/05 (89,2 €/MWh vs 6,6 €/MWh). Ce record s’explique par une très forte production nucléaire et hydraulique en France, combinée à une baisse de la consommation plus marquée qu’en Allemagne. La faible production éolienne et solaire a, de l’autre côté, forcé l’Allemagne à démarrer ses centrales à gaz et à charbon. Les restrictions d’exportation françaises ont également participé à creuser le spread. Un élément intéressant ici est la décorrélation actuelle en France entre le prix du gaz et celui de l’électricité, où pratiquement aucune centrale à gaz ne tourne depuis deux mois.
Un été tendu sur le réseau électrique français ?⚡️
Plusieurs facteurs sont réunis pour faire peser des risques de tension. Le premier est le facteur météo. Météo France prévoit un été chaud et sec, ce qui impacte à la fois la production et la consommation. En période de canicules, certaines centrales nucléaires le long des fleuves, notamment dans le sud de la France (Golfech, Bugey, Tricastin, Cruas, Saint-Alban), pourraient connaître des restrictions de production en raison de la hausse de la température des cours d’eau, ce qui force EDF à abaisser sa production. En cas de sécheresse, la production hydraulique est également impactée à la baisse (cf. été 2022). De l’autre côté, la consommation augmente naturellement pour des besoins de refroidissement. Le second facteur haussier est les restrictions d’interconnexions avec les pays voisins dues à des problèmes sur le réseau électrique français, qui devraient durer d’août à octobre selon RTE, réduisant la flexibilité en cas de tension.
Objectif solaire atteint pour la France au T1 2024, l’éolien à la traîne 🔋
Le parc solaire français a augmenté de 1.1 GW pour atteindre 20,6 GW alors que le parc éolien a augmenté de seulement 295 MW pour atteindre 22,2 GW.
Analyse d'un fait marquant 💡
Prix négatifs extrêmes pendant les ponts !
Les prix Intraday européens ont atteint des niveaux extrêmes pendant les ponts de mai. Le 12 mai, l’heure 14 s’est échangée jusqu’à -1422 €/MWh en Allemagne, -1250 €/MWh en Belgique et -1010 €/MWh en France. La moyenne des trades Intraday en France ce jour-là montre plusieurs heures échangées en moyenne autour de -300 €/MWh, -400 €/MWh. Sans aucun doute, un jour où un actif flexible aurait pu extraire une valeur significative d’une réoptimisation en temps réel.
Mais alors comment expliquer une telle saturation du marché européen d’électricité ? Voici quelques éléments de réponse:
Manque de flexibilité à la baisse 📉 : très peu de moyens flexibles étaient disponibles en Intraday ce jour-là. C’est souvent le cas lors des épisodes de prix négatifs. En effet, les centrales à gaz sont bien entendu à l’arrêt, beaucoup de centrales nucléaires modulent ou s’arrêtent pour le week-end et les STEP sont déjà programmées pour tourner à plein régime en Day-Ahead. Très peu de moyens à la baisse sont donc activables en Intraday, les ajustements faits par RTE ont donc été réalisés à des niveaux records jusqu’à -2319 €/MWh, avec une imbalance à -974 €/MWh sur l’heure 14.
Problèmes d’inertie au Royaume-Uni 🇬🇧 : face à une consommation résiduelle très faible, le Royaume-Uni a dû démarrer en Intraday des centrales à gaz pour stabiliser son réseau électrique. Se retrouvant en surplus d'électricité, ce volume a été exporté vers le continent à des prix extrêmement bas (jusqu’à -500 €/MWh). Or, le continent européen était déjà en excédent d’électricité et sans moyens flexibles à la baisse…
Consommation extrêmement faible 🪫 : du fait des ponts et de températures clémentes, les mois de mai sont connus pour établir des records de consommation à la baisse. En ce 12 mai, la consommation française a oscillé entre 30 et 40 GW contre 35 et 50 GW pour le lundi de la même semaine. À 14h, la consommation était presque 10 GW plus faible pour une production renouvelable similaire.
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