Évolution de la demande et du mix de production : 

En mars 2024, la consommation d’électricité en France pendant les pics de demande s’établit en moyenne à 57,9 GW, en baisse de 4.4 GW par rapport aux niveaux de février (61,3 GW). En raison d’une météo particulièrement clémente, des vacances d’hiver et des vacances de pâques, qui agrégés prennent finalement presque la moitié du mois de mars, la demande d’électricité a considérablement diminué. Le pic mensuel de demande d’électricité a été atteint le mercredi 04 mars, à 67.5 GW, soit 15,8 GW de moins que les 83,5 GW de janvier mais en ligne avec la demande vue pendant février. Parallèlement à cette baisse de la demande, les prix moyens de l’électricité des contrats base en France ont connu une baisse d’environ 5 €/MWh, de 58,1 €/MWh en février à 53,56 €/MWh en mars. 

Une vue d’ensemble de la production d’électricité montre, d’après les données de RTE, que la production nucléaire s’est établie en moyenne à 41,9 GW, soit 3 GW de moins qu’en février. 

La production d’énergie éolienne a été plus basse qu’en février et qu’en janvier, bien que la génération solaire et l’hydro soit montée. 

Pour le gaz, la part dans le mix de production d’électricité a continué a été plus haute que le mois de février, mais pas suffisante pour faire monter les prix (en raison de la demande relativement faible et un mix net renouvelable à la hausse). 

Enfin, la France a été un exportateur net d’électricité, en particulier dans la deuxième partie du mois, lors des semaines 11 à 13, avec souvent bien au-delà de 12 GW exportés et en arrivant à un maximum de plus de 17 GW le 15 mars. 

En ce qui concerne la production d’énergie renouvelable, il y a eu une augmentation de 1 GW de la moyenne pendant les maximas en mars par rapport à février, atteignant 31,6 GW. Cette hausse est due à la fois à l’augmentation de l’énergie solaire (+46 %, de 6 GW à 8,8 GW) et à celle de la production d’énergie hydraulique (+3 %, de 13,8 GW à 14,2 GW). Les stocks hydroélectriques ont clôturé fin mars, à un niveau plus bas que les 2 années précédentes de 1 267 GWh par rapport aux 1 508 GWh de 2023 et 1 335 GWh de 2022. Ce fait peut aussi s’expliquer par une situation de sécheresse dans plusieurs régions de France et qui n’a pas commencé à s’améliorer jusqu’à mi-mars, quand le pays a connu une situation plus humide que la normale. 

Contrats à terme et à l’avance d’un mois : 

En ce qui concerne les prix du gaz, le contrat spot TTF a clôturé à 27,7 €/MWh en mars, soit d’environ 11 % de plus que la clôture de février (24,88 €/MWh), et 32,8 % de moins que les 41,23 €/MWh de fin novembre. Cela qui s’explique en partie par la demande d’énergie relativement faible cet hiver et en partie par les réserves de gaz très élevées. Bien que l’instabilité en Mer Rouge, soulignée dans nos analyses mensuelles des derniers mois (bien avant la médiatisation des attaques houthis), ait eu un impact haussier sur les prix de l’énergie, les réserves de gaz du continent restent très élevées et l’Europe trouve des importations suffisantes en provenance de Norvège et des États-Unis. Il ne faut pas oublier que la hausse majeure des prix observée en 2023 a eu lieu en été et non pas en hiver (ils ont augmenté de plus de 40 %, à la suite des grèves dans les terminaux méthaniers australiens). 

Les prix du pétrole pour le contrat de mai 2024 ont augmenté régulièrement, passant de 78,7 $/bbl à 86 $/bbl, avec une augmentation de presque 3 $/bbl en mars. Par conséquent, les contrats mensuels ont évolué au-dessus des prévisions de la Banque mondiale de 81 $/bbl pour 2024. 

Les prix spot de pointe de l’électricité en France en mars ont été relativement instables ; ils sont restés entre 4,86 et 84,76 €/MWh, ce qu’il semble volatile par rapport à février dont, ils avaient fluctué dans la fourchette beaucoup moins large de 31,33 et 79,26 €/MWh. Cependant, ce changement est logique avec la baisse de la demande et le radoucissement des températures typique de la fin de l’hiver. Par ailleurs, les prix mensuels moyens de l’électricité en période de pointe ont diminué en mars, passant d’une moyenne de 62,29 €/MWh en février à 51,86 €/MWh, soit encore plus bas qu’en décembre.  

En ce qui concerne les contrats à terme sur l’électricité, on avait en février que le contrat d’avril 2024 avait suivi une tendance à la baisse au cours du mois, passant de 61,28 €/MWh le 1er février à 50,15 €/MWh le 29 février, et en mars il est finalement descendu à 30,09 €/MWh le 28 mars, en ligne avec une tendance baissière plus large au niveau de l’UE. On voit une tendance similaire pour le contrat mai 2024 passant de 46,81 €/MWh le 1er mars à 29,17 €/MWh le 28 mars. 

Contrats à moyen et long terme : 

Le contrat TTF Cal25, qui avait chuté en février, repart à la hausse, se stabilisant à un niveau plus élevé passant de 29,38 €/MWh à 31,37 €/MWh, mais toujours inférieur aux 33,18 €/MWh en janvier.  

Les prix du charbon ont connu une courbe ascendante pendant le mois du mars, les prix de l’API Cal25 ont augmenté de plus de 12 %, passant de 104,42 $/t le 1er mars à 117,68 $/t le 28 mars. 

Les prix de l’EUA Dec’24 (CO2), qui avaient baissé pendant janvier et février ont cependant monté en mars, sans toutefois atteindre le prix de clôture de janvier, passant de 56,0 €/t le 1er mars à 61,8 €/t le 28. 

Le contrat d’électricité français Cal25 a poursuivi la tendance générale à la hausse des autres produits tels que le CO2 et le gaz TTF en passant de 73,87 €/MWh à 77.2 €/MWh, ce qui n’a pas été suffisant pour maintenir le niveau de CSS, qui baisse légèrement pendant mars. Avec l’exception du charbon, qui suit une tendance à la hausse depuis quelques mois dues à des facteurs légèrement différent, les autres tendances à la hausse des prix pour des contrats long-terme en peuvent être partiellement expliqués par des dynamiques en France, notamment une confiance amoindrie dans la disponibilité nucléaire due aux nouveaux problèmes de corrosion trouvés sur quelques réacteurs comme Blayais 4, en plus d’une situation de stocks hydrauliques relativement bas par rapport à 2022 et 2023.