La Revue Mensuelle Énergie De Novembre 2021

Marché de l'énergie 02 décembre, 2021 par Marina Tourneux

Collectif Energie propose chaque mois une analyse du marché de l’énergie, de l’électricité et du gaz.

Vous êtes préoccupé par l’évolution des prix de l’énergie qui impacte votre activité ? Et vous souhaitez comprendre les mouvements de ce marché complexe ? Ne cherchez plus, vous êtes au bon endroit !

La couleur des flèches ci-dessous représente l’influence sur le prix de l’énergie : 

Charbon

La baisse de consommation de charbon et la nouvelle réglementation sur les prix du charbon ont réussi à maintenir les prix aux mêmes niveaux que le mois d’octobre.

CO2

Les prix des émissions de CO2 ont battu un nouveau record : 75.76€/t alors que l’Allemagne a annoncé son souhait de mettre en place un plancher carbone de 60€/t.

Pétrole

La propagation du nouveau variant Omicron induit une baisse des prévisions de la demande. Les Etats Unis, le Japon, la Corée du Sud, le Royaume Uni et la Chine se sont coordonnés pour libérer des stocks de pétrole brut afin d’exercer une pression à la baisse des prix.

Température

Un mois avec des températures plus froides que la normale.

ANALYSE ET CHIFFRES CLÉS DES MARCHÉS EN FRANCE

Électricité

Le CAL BL 2022 a ouvert à 116,25 €/MWh en début de mois pour finir à 167,54 €/MWh, soit une hausse de 44,12 %.

Les tendances des marchés de gaz, charbon et CO2 ont affecté fortement la volatilité des cours de l’électricité.

La baisse des températures durant ce mois-ci a induit une augmentation au niveau de la consommation électrique. Par ailleurs, la faible production éolienne et solaire agit à la hausse sur les prix spot et court terme, pour le 1er trimestre 2022 (qui a subi une envolée très particulièrement brutale de 77,5%).

Le marché de l’électricité reste tendu à cause des inquiétudes sur l’approvisionnement en gaz. L’évolution du contexte sanitaire avec l’arrivée du variant Omicron pourrait avoir un impact important dans les prochaines semaines.

Gaz naturel

Le TTF CAL 2022 est passé, ce mois-ci, de 45,63 €/MWh à 54,98 €/MWh, soit une hausse de 20,48 %.

Le mois de novembre avait commencé avec des prix plus bas que le mois d’octobre. Il était attendu une continuation de cette tendance avec l’arrivée de nouveaux flux russes, en réponse aux déclarations du président Poutine. 

Malheureusement, la baisse n’a été remarquée que pendant les deux premiers jours du mois et les prix ont rebondi ensuite. En effet, l‘envolée des prix du marché asiatique ainsi que le cours du charbon ont contribué à exercer une pression haussière

Rajoutant à ça, des pannes imprévues à l’usine de traitement du gaz Karsto, ce qui a entraîné une baisse de l’offre russe. 

D’autres facteurs et évènements ont poussés dans le même sens et ont ainsi maintenu cette tendance à la hausse, en voici certains des plus marquants :

– Déclarations du président de la Biélorussie suggérant que son pays pourrait envisager de bloquer le transit du gaz russe vers l’Europe (via le gazoduc Yamal vers la Pologne et l’Allemagne).

– La suspension de la procédure de certification de Nord Stream 2 par le régulateur allemand de l’énergie, qui confirme que l’approbation de la NS2 ne sera possible que si l’opérateur est organisé sous une forme juridique de droit allemand.

– Décision des Etats-Unis d’imposer des sanctions à une entreprise qui collabore à la construction du nouveau gazoduc.

En fin de mois, le marché du gaz a légèrement baissé suite à l’émergence d’une nouvelle variante du Covid en Afrique du Sud.

Comment est fixé le prix de l’électricité sur les marchés de gros ?

Jusqu’à nos jours, la possibilité de stockage de l’électricité reste très limitée, c’est pour cela que cette dernière doit être consommée instantanément. Afin de répondre à la demande en électricité, les unités de production sont sollicitées selon le mécanisme du « merit order ».

Le « merit order » est un mécanisme qui consiste à faire appel aux différentes unités de production électriques, au fur et à mesure, en fonction de leurs coûts marginaux croissants.

Les premières unités de production appelées sont celles produisant l’électricité dite « fatale », c’est-à-dire l’électricité qui va être « perdue » si elle n’est pas utilisée immédiatement (à noter : l’hydraulique, l’éolien et le solaire).

Les centrales nucléaires, aux coûts marginaux faibles, sont ensuite appelées, avant les centrales thermiques (à charbon, à gaz, voire au fioul) qui produisent de l’électricité aux pics de consommation. Enfin, les barrages hydrauliques dits « de retenue » qui stockent de l’eau, offrent une capacité de production électrique de réserve.

Pour chaque période prédéfinie de 1 heure, les offres de production sont regroupées pour former une courbe d’offre unique. L’opérateur du marché regroupe également les demandes pour constituer la courbe de demande. L’intersection des courbes de l’offre et de la demande détermine le prix de compensation et le volume de compensation. Tous les producteurs participant au marché obtiendront ce prix de compensation pour l’électricité qu’ils injectent dans le réseau. De la même manière, les participants au marché qui prélèvent de l’électricité paieront tous ce même prix de compensation.

Lorsque les besoins sont élevés (le matin tôt ou lors de la période hivernale), les unités à forte capacité de production (notamment les centrales thermiques) sont appelées, même si leur coût marginal est plus élevé. Lorsque la demande diminue, les centrales s’arrêtent pour donner la priorité aux sources d’énergie renouvelable.

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