Explosion du nombre de jours à prix négatifs : l’augmentation significative du nombre d’heures à prix négatif sur le marché de l’électricité marque une nette différence par rapport à la flambée des prix de 2022. En effet, si en 2022, les prix de marché au comptant franchissaient souvent la barre des 1000€/MWh, cette année, ils ont établi un record dans la direction opposée avec plus de 4000 heures de tarification négative à l’échelle européenne. C’est un triplement par rapport à l’année précédente. En France, on compte plus de 200 heures négatives au 1er semestre. Cette situation inédite qui pourrait se répéter, résulte d’une surproduction occasionnelle d’énergie solaire et éolienne. Ces sources d’énergie renouvelable, naturellement intermittentes, ont constitué plus de 50% de la production électrique européenne au deuxième trimestre 2024, marquant une augmentation de 10% par rapport à l’année précédente. Face à un tel marché, les producteurs sont souvent incités à réduire leur production afin d’éviter de vendre à perte. Ce n’est pas forcément le cas avec les productions renouvelables qui bénéficient majoritairement de mécanismes de soutient publics (et donc de prix garantis) quelque soit le cours du marché.
A retenir : les prix négatifs résultent d’un surplus de capacité de production à certains moments et d’une réduction de la consommation générale. Pour les consommateurs, cela représentera une opportunité de reporter leur consommation durant ces pics de production principalement solaires en début d’après-midi. La réforme du TURPE 7 (Tarif d’accès au réseau d’électricité), introduisant de nouvelles heures creuses, devrait encourager de tels comportements bénéfiques. Les contrats de fourniture ne reflètent cependant pas encore ces possibilités : à suivre.
Bon à savoir :
- Faible utilisation des centrales à gaz : au mois d’octobre, les centrales à gaz ont fourni environ 0,6TWh d’électricité en France, à comparer à 1,2TWh en 2023 et 3,5TWh en 2022. Cette faible utilisation est le reflet des productions nucléaires et hydroélectriques qui vont beaucoup mieux. L’hydroélectricité à ainsi produit 5TWh le mois dernier, contre 3TWh en 2023 – un record (source : KPler).
- ARENH : dans le cadre du prochain guichet d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) pour l’année de livraison 2025, la CRE va prévalider les dossiers de demande des fournisseurs jusqu’au 15 novembre inclus, le guichet se clôturant le 21 novembre 2024. La plupart des fournisseurs arrêtent de proposer des offres incluant de l’ARENH avant cette date butoir. Il s’agit également de la dernière année du mécanisme qui permet aux fournisseurs de s’approvisionner en électricité au prix régulé de 42€/MWh pour environ 50% des besoins des clients tertiaires.
- Baisse des émissions carbones : selon le cabinet Wood Mackenzie, pour atteindre le net zéro en 2050, il faudrait investir 3500 milliards de dollars par an. C’est le double des investissements actuels. En Europe, les émissions de gaz à effet de serre ont baissé de 8,3% en 2023. Le niveau d’émissions est inférieur de 37% au niveau de 1990 alors que le PIB a cru de 68%. L’objectif affiché est de -55% d’ici 2030 (AFP). Pendant ce temps, en France, 1,35GW de solaire ont été connectés au réseau au 3ème trimestre 2024. C’est l’autoconsommation qui tire les volumes. Plus de 3GW de contrat d’achat direct d’énergie, principalement solaires, ont également été signés en 2023 en dépit de la baisse des marchés qui les rend moins attractifs. Ces contrats commencent à trouver preneur auprès d’ETI avec l’intervention des banques (LCL notamment) pour grouper les acheteurs.
Les marchés :
- Marché de gros de l’électricité : avec l’éloignement des risques liés à l’approvisionnement en gaz et une production solide, les prix à terme pour 2025 ont diminué de 7% en l’espace d’une semaine. Il ne faut pas non plus oublier que les demandes de contrat de fourniture pour 2025 sont déjà quasi bouclées, ARENH oblige, ce qui rend le marché assez liquide. On remarquera que les fondamentaux pour 2026 et 2027 sont resté stables, les prix à ces échéances évoluant ainsi assez peu depuis plusieurs mois (11% d’écart entre le min et le max depuis le 1er septembre contre 25% sur les échéances 2025).
- Marché de gros du gaz : un accord potentiel de fourniture de gaz entre l’UE et l’Azerbaïdjan a provoqué une baisse significative des prix des contrats à terme la semaine dernière, avec une réduction de plus de 5% sur la semaine. Les prévisionnistes météo convergent aussi vers l’annonce d’un hiver clément. En revanche, le niveau des stocks énergétiques en France, bien qu’il dépasse les 95%, reste inférieur de quatre points par rapport à la même période en 2023. Il convient de noter que les niveaux avaient excédé 100% l’année précédente, grâce à l’ajout de réserves de sécurité.
Suivi des prix de marché de gros de l’électricité :
Baseload (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 25/10/2024 | 01/11/2024 | ||
| 2025 | 75,65 | 69,20 | ↓ |
| 2026 | 66,55 | 64,68 | ↓ |
| 2027 | 63,52 | 61,98 | ↓ |
Suivi des prix de marché de gros du gaz :
Marché TRF (Trading Region France) (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 25/10/2024 | 01/11/2024 | ||
| 2025 | 41,43 | 37,64 | ↓ |
| 2026 | 35,51 | 32,93 | ↓ |
| 2027 | 29,57 | 28,35 | ↓ |