Dernière infolettre de l’année 2024. Nous nous retrouvons début janvier. Bonnes fêtes de fin d’année de la part de toute l’équipe WattValue.
Le colloque de l’UFE – une opportunité de faire passer des messages pour certains capitaines de l’industrie : incertitude réglementaire, manque de visibilité, prix de l’électricité trop élevé pour les très gros consommateurs exposés à une concurrence mondiale, enfer administratif pour les projets éoliens ou solaires, ce sont certains des messages entendus lors du colloque de l’UFE. Pragmatique, le PDG de TotalEnergies propose de proroger l’ARENH de 2 ans en attendant de trouver une solution qui permette également à EDF d’investir dans le nouveau nucléaire. Il préconise aussi de différencier plus fortement les prix entre les particuliers et les industries délocalisables. Le président d’EDF est plus optimiste, arguant que le différentiel tout compris (énergie plus taxes plus accès au réseau) se comble progressivement avec les USA par exemple. En attendant, la consommation d’électricité ne se redresse pas, ne permettant pas d’envoyer un signal de demande fort pour les investissements. Le prochain exécutif aura à arbitrer pour résoudre une équation concernant aussi bien les particuliers consommateurs et la fin du mois, les consommateurs professionnels et leur activité, les industriels électro-intensifs et la délocalisation ou les producteurs d’énergie (dont EDF au premier chef).
A retenir : une électricité trop chère a un impact important sur l’activité industrielle électro-intensive (les usines tournent à 75% de leur capacité selon le MEDEF) mais aussi sur l’incitation à l’électrification de l’économie. Des industriels arbitrent déjà entre la France et les USA pour installer leurs usines (Safran en est le dernier exemple – source AFP). La politique fiscale qui concerne tous les consommateurs devra également prendre une direction favorisant la relance de l’usage d’électricité et moins les énergies fossiles.
Bon à savoir :
- Finalement le TURPE va évoluer au 1er février 2025 : le TURPE qui finance ENEDIS et RTE, les gestionnaires du réseau d’électricité, va évoluer dès le 1er février 2025 et non le 1er août. C’est l’annonce que vient de faire la CRE, qui prévient que ce mouvement exceptionnel intervient en même temps que le passage au TURPE 7. Il s’agit d’éviter les mouvements de prix à 6 mois d’intervalle pour les clients au tarif réglementé (principalement des particuliers et des TPE). Une hausse de 10% environ du TURPE (20 à 30% d’une facture moyenne) était attendue au 1er août 2025 avec la révision de la formule tarifaire et de la structure du TURPE. Ce TURPE 7ème du nom s’appliquera sur la période 2025-2028 et ses prix sont révisés annuellement, traditionnellement le 1er août de chaque année.
A retenir : pour les consommateurs qui ne sont pas au TRV (la majorité des consommateurs professionnels), cette hausse intervient juste après celle du 1er novembre 2024. Bien qu’aucun chiffre n’ait été officialisé, il faut s’attendre à une augmentation de 6 à 7% du TURPE dès les factures de février 2025. Une augmentation de 10% était anticipée au 1er Août 2025. Elle sera étalée sur 18 mois au lieu de 12 et devrait donc être lissée sur une période plus longue. - EDF révise sa production nucléaire : le 11 décembre, EDF a révisé son estimation de la fourchette de production nucléaire en France pour 2024, la portant à 358-364TWh, contre 340-360 TWh précédemment. Le groupe souligne « la très bonne performance de la production du parc nucléaire grâce notamment à l’optimisation des arrêts de tranche, ainsi qu’à la maîtrise industrielle des contrôles et des chantiers de réparations liés à la corrosion sous contrainte ». Le facteur de charge des centrales s’établit à 68% selon KPler, un chiffre somme toute assez bas. Concomitamment, la production hydroélectrique en France dépasse 60TWh sur l’année – un record sur les 10 dernières années (chiffres : RTE).
A retenir : si les chiffres de production nucléaire d’EDF dépassent largement les projections faites il y a seulement 18 mois, EDF n’a pas encore révisé ses chiffres pour 2025 et 2026. L’EPR de Flamanville devrait être raccordé au réseau avant le 21 décembre et gonfler un peu les chiffres 2025. 2024 devrait être une excellente année pour EDF producteur si on ajoute en plus la production renouvelable et les exportations records. - Lettre de mission pour la nouvelle commission européenne : le commissaire européen en charge de l’énergie vient de se voir remettre sa lettre de mission. Contrairement à la lettre initiale approuvée par le parlement, elle inclut la “possibilité de proposer des initiatives pour booster le déploiement du stockage et des énergies renouvelables, y compris en proposant un objectif pour 2040“. La France n’est pas contre un objectif de baisse des émissions carbones mais demande la neutralité technologique pour y arriver. Un nouvel objectif de déploiement des EnR pourrait renchérir le financement du nucléaire de 2ème génération auprès des marchés.
Les marchés :
- Marché de gros de l’électricité : absence de vent et de soleil, production renouvelable minimale : les prix au comptant en France et en Allemagne explosent (presque 150€/MWh en France, et 400€/MWh en Allemagne). Cette volatilité montre la sensibilité du marché court terme aux énergies renouvelables. Les prix de gros du marché de l’électricité pour 2026 et 2027 restent eux en “backwardation” – Cela signifie qu’ils sont plus faibles que ceux de 2025 et ont constitué une opportunité tout au long de l’année avec une stabilité étonnante. Les annonces d’EDF (voir ci-dessus, le parc nucléaire étant à flux tendu) annoncent un marché de l’électricité au comptant très dépendant du marché du gaz et de la production renouvelable avec la volatilité géopolitique ou l’intermittence qu’on leur connait. Les échanges sur la bourse de l’énergie commencent désormais à augmenter sur l’année 2028, avec plus de liquidité. 2028 sera un point d’attention dès le début de l’année prochaine pour la négociation des contrats de fourniture.
- Marché de gros du gaz : l’arrêt attendu des flux de gaz depuis la Russie à travers l’Ukraine ou l’interdiction planifiée du GNL Russe par l’UE (14% du volume européen) ouvrent une période d’incertitude et donc de volatilité en attendant l’arrivée de nouvelle capacité de gazéification aux USA. En 2025, il ne sera pas possible d’ignorer les risques géopolitiques, économiques ou l’hypothétique mais attendu redémarrage industriel en Europe. L’année prochaine sera une année de transition pendant laquelle l’Europe se concentrera sur le remplissage des stocks dès le deuxième trimestre (ils se maintiennent presque à 80% en Europe). Les prix de gros anticipent ce besoin et sont d’ailleurs supérieurs à ceux du T1’25 (l’hiver plutôt doux au niveau européen et les bonnes livraisons de GNL se traduisent par une détente des prix de court terme). 2026 ou 2027 devraient voir l’arrivée d’un surplus de GNL sur le marché mondial si les investissements sont maintenus. Les prix du marché de gros du gaz l’anticipent, 2027 étant 25% plus bas que 2025.
Suivi des prix de marché de gros de l’électricité :
Baseload (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 06/12/2024 | 13/12/2024 | ||
| 2025 | 74,75 | 69,64 | ↓ |
| 2026 | 65,08 | 64,84 | ↓ |
| 2027 | 62,04 | 62,27 | ↑ |
Suivi des prix de marché de gros du gaz :
Marché TRF (Trading Region France) (€/MWh) :
| Années | Clôture | ||
| 06/12/2024 | 13/12/2024 | ||
| 2025 | 43,67 | 39,85 | ↓ |
| 2026 | 35,00 | 33,94 | ↓ |
| 2027 | 28,81 | 28,89 | ↑ |