Café du marché ☕️ - Octobre 2024
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Gaz : des prix élevés malgré des signaux baissiers 🛢️
Les prix du gaz se maintiennent à des niveaux élevés, en dépit de fondamentaux orientés à la baisse. En octobre, le cours du gaz a fluctué entre 40 et 44 €/MWh, pour finir le mois à 40,4 €/MWh. Bien que les stocks européens soient remplis à plus de 95 %, le premium de risque reste alimenté par les tensions au Moyen-Orient. Néanmoins, le risque d'impact sur l'offre et la logistique du GNL reste faible. Le TTF a d'ailleurs terminé le mois sur une tendance baissière, suite à la riposte d'Israël, qui a évité de viser les infrastructures gazières iraniennes.
Les Pays-Bas rejoignent la plateforme PICASSO : un impact déjà visible sur la volatilité 🇳🇱
Les Pays-Bas ont intégré la plateforme PICASSO, avec un lancement opérationnel à la mi-octobre, permettant à TenneT (gestionnaire de réseau néerlandais) de se connecter à la plateforme européenne de biddingen aFRR énergie. L’élément clé réside dans le fait que les offres activées sur PICASSO, pour ou depuis l’étranger, ne sont pas incluses dans le calcul du prix d'imbalance néerlandais. Bien qu'il soit encore trop tôt pour établir des conclusions définitives, la volatilité de l'imbalance aux Pays-Bas a sensiblement baissé au cours des deux dernières semaines. En effet, même si les offres activées n’apparaissent pas directement dans le prix d’imbalance, elles fournissent une plus grande flexibilité au réseau néerlandais.
Pic de spreads en Europe : impact d’une production éolienne en retrait 📈
Les spreads Day-Ahead se sont maintenus à des niveaux relativement élevés en octobre. Le spread maximal a atteint en moyenne 95 €/MWh en France, contre 113 €/MWh en Allemagne, dépassant ainsi la moyenne de 2023 en France (85 €/MWh). Ce phénomène s'explique par une production solaire conforme aux moyennes historiques, mais une production éolienne inférieure aux normes saisonnières, renforçant ainsi la pression sur les pointes matinales et en soirée. En conséquence, la France a maximisé ses capacités d'exportation sur ces créneaux, ce qui a contribué à tirer les prix vers le haut. Des stocks hydrauliques à des niveaux records ont contenu une plus large hausse des spreads.
Analyse d’un fait marquant : que s’est-il passé le 14/10/2024 sur le marché Intraday européen? 🗓️
Le 14 octobre 2024, le marché Intraday européen a été marqué par une flambée des prix, provoquée par des tensions sur le réseau britannique. En soirée, alors que le Royaume-Uni exportait vers les Pays-Bas et la Belgique, le gestionnaire de réseau britannique a décidé d’inverser le flux, avec des transactions atteignant plus de 600 €/MWh. Cette inversion a permis aux acteurs disposant de capacités d’exportation du continent vers le Royaume-Uni de vendre un MWh acheté aux Pays-Bas, en Belgique ou au Danemark à un prix bien supérieur au tarif d’achat.
Or, ces pays subissaient déjà une tension significative sur leurs réseaux en raison d'une très faible production éolienne, les prix Day-Ahead ayant dépassé 250 €/MWh pour l’heure 20. Cette inversion des flux vers le Royaume-Uni a donc amplifié la pression sur l'ensemble du marché européen, avec un prix moyen de 615 €/MWh pour l’heure 20 aux Pays-Bas, et autour de 400 €/MWh en Belgique, en Allemagne et au Danemark.
La France n’a pas été directement impactée car sa capacité d’exportation vers le Royaume-Uni était déjà saturée. Seul un câble sur trois était opérationnel (IFA1), réduisant la capacité d’exportation à 1 GW contre 4 GW en temps normal, offrant ainsi moins d'importations au Royaume-Uni et contribuant au stress du réseau.
La France étant le pays avec le plus d’interconnexions au réseau britannique (voir ci-dessous), et exportateur net vers ce pays des maintenances sur les interconnexions ont un impact direct sur les prix.
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