Café du marché ☕️ - Novembre 2024
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Prix du gaz en forte hausse sur fond de tensions géopolitiques et de vague de froid 🛢️
Les prix du gaz ont connu une forte hausse, passant de 39 €/MWh à 46 €/MWh. Cette envolée s’explique par plusieurs facteurs combinés : les sanctions américaines contre Gazprombank, qui compliquent les paiements européens, les menaces russes de suspendre l’approvisionnement en Autriche, et la fin imminente de l’accord de transit entre la Russie et l’Ukraine. Par ailleurs, la première vague de froid de la saison a contribué à une baisse des stocks. Toutefois, une production éolienne soutenue en fin de mois et des stocks encore remplis à plus de 87 % ont permis d’atténuer cette hausse.
Le réseau électrique serein face à la première vague de froid ❄️
Malgré une baisse des températures de 4 °C sous les normales saisonnières entre le 21 et le 25 novembre, les prix du marché Day-Ahead sont restés modérés, atteignant un pic de seulement 143 €/MWh. Cette stabilité s’explique par une forte production éolienne et une disponibilité exceptionnelle du parc nucléaire. Fait notable, la France a enregistré un solde exportateur net sur ces trois jours, un cas rare en période hivernale, où sa spécificité thermo-sensible la rend habituellement importatrice.
Cet épisode confirme les conclusions du dernier rapport de RTE, qui exclut tout risque de tensions sur l’approvisionnement cet hiver, marquant un contraste net avec les craintes de black-out des deux hivers précédents.
Prix négatifs : la CRE souhaite réviser certains contrats 📝
Avec une hausse marquée des prix négatifs, totalisant 361 heures en 2024 (près de 5 % du temps), la CRE envisage de réviser les contrats sous obligation d’achat (OA) afin d’inciter les producteurs à réduire leur génération en période de prix négatifs. Les parcs éoliens onshore et offshore sont au centre des mesures envisagées.
Pour le solaire, la commission recommande d’abaisser le seuil des OA de 500 kW à 200 kW, ce qui ferait basculer les petits parcs sous contrat de complément de rémunération (CfD). Dans ce nouveau cadre, ces installations seraient tenues d’interrompre leur production en période de prix négatifs pour percevoir leur rémunération.
💡Analyse d’un fait marquant ? Forte volatilité sur le marché Intraday français le 25/11/2024
Ce jour-là, le MWh s’est échangé en moyenne 20 € plus cher sur le marché Intraday par rapport au prix spot de la veille.
Le spread observé trouve principalement son origine dans les pertes de production des centrales nucléaires prévues pour redémarrer à partir de l’heure 7. Cette situation découle des deux jours précédents, marqués par des prix très bas et une production éolienne record de 18 GW, qui ont conduit à l’arrêt temporaire de plus de 18 GW de capacités nucléaires. Le redémarrage de ces centrales au petit matin du 25 a contribué à ce déséquilibre passager sur le réseau.
Ces périodes de forte montée en puissance de la production présentent des risques, liés au fait que certaines centrales peuvent ne pas redémarrer ou voir leur rallumage décalé de quelques heures. C’est ce qui s’est passé ce jour-là, avec par exemple Bugey 5, qui a décalé son redémarrage de 6 h à 13 h, faisant grimper les prix d’imbalance jusqu’à 1 326 €/MWh sur l’heure 13. RTE a même dû allumer des centrales fioul lors de la pointe du matin et de l’après-midi, une situation paradoxale pour une journée en excédent de production…
Les BESS et autres moyens de flexibilité jouent un rôle clé dans ce type de configuration, en apportant au réseau un moyen d’encaisser de fortes variations de production. Une optimisation en Day-Ahead/Intraday aurait généré 418 €/MW pour une batterie de 3 heures ce jour-là (ie 153 k€/MW/an), ce type d’évènement est de plus en plus fréquent avec la pénétration des énergies renouvelables.