Janvier 2024

Market Analysis

Évolution de la demande et du mix de production : 

En janvier 2024, la consommation d’électricité en France pendant les périodes de maxima s’est établie en moyenne à 70,4 GW, en hausse de 6,6 GW par rapport au mois précédent de décembre et de 1,6 GW par rapport à l’année dernière en janvier 2023 (68,8 GW). Malgré les prévisions hivernales relativement douces et l’impact de la période de vacances de début janvier, la demande d’électricité a augmenté. Le pic de demande d’électricité a été atteint le mercredi 10 janvier, avec 83,5 GW, soit plus de 10 GW au-dessus des 73,4 GW de décembre. Dans le sillage de cette hausse de la demande, les prix spot de l’électricité en France ont augmenté rapidement en janvier après les vacances, puis ont baissé, stabilisant la seconde moitié du mois à des niveaux bien supérieurs à ceux de décembre. 

Si nous examinons l’ensemble de la production d’électricité, nous constatons que les données de RTE (le gestionnaire du réseau de transport français) indiquent que la production nucléaire s’est établie en moyenne à 49,2 GW au maximum, soit plus de 5 GW additionnels qu’en décembre et plus de 9 GW par rapport à novembre. 

Pour le gaz, la part dans le mix de production d’électricité était relativement élevée (supérieure à 10%) au cours des semaines 2 et 3, alors qu’elle était inférieure à 5% au cours de la semaine 1 (vacances) et de la semaine 4.  

Fait important : la France a été un exportateur net d’électricité, en particulier au cours des semaines 1 et 4, souvent bien au-delà de 15GW. 

En ce qui concerne la production d’énergie renouvelable, il y a eu une augmentation de 1 GW de génération en moyenne pendant les maximas de janvier par rapport à décembre et novembre, atteignant, donc, 30,1 GW. Malgré une diminution de l’éolien, passant de de 11,3 GW à 9,9 GW en moyenne, la production d’énergie renouvelable a augmenté car la production d’énergie solaire pendant les maximas est passée de 4,7 GW à 5,4 GW et celle hydroélectrique est passée de 13,1 à 14,6 GW. Les stocks d’hydroélectriques, conformément aux tendances historiques, ont diminué en janvier, mais le mois s’est clôturé avec un niveau bien supérieur par rapport à la même période l’an dernier (2 146GWh au cours de la semaine 4 contre 1 861GWh l’an dernier). 

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

En ce qui concerne les prix du gaz, le contrat spot TTF s’est clôturé à 29,61 €/MWh en janvier, soit pratiquement le même prix que les 29,93 €/MWh de clôture en décembre, et beaucoup plus bas par rapport aux 41,23 €/MWh de fin novembre. Cela s’explique en partie par la demande d’énergie relativement faible pendant la période la plus froide de l’hiver et en partie par les réserves de gaz très élevées. Bien que l’instabilité en mer Rouge soulignée dans notre analyse mensuelle de décembre 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 la Norvège et des États-Unis. Il ne faut pas oublier que la forte hausse des prix observée en 2023 a eu lieu en été, et non pas en hiver, (augmentation de plus de 40% à la suite de grèves dans les terminaux méthaniers australiens). 

Les prix du pétrole ont augmenté régulièrement tout au long du mois jusqu’au vendredi 26, passant de 75,9 $ le baril à 83,6$ le baril, avant de suivre une tendance baissière qui les a fait redescendre jusqu’à 77,3$/baril le 2 février. Jusqu’à présent, les contrats par mois à venir ont évolué légèrement en dessous des prévisions de la Banque mondiale de 81 $/baril pour 2024. 

Les prix de l’électricité en France ont légèrement moins fluctué en janvier qu’en décembre, notamment en raison de la baisse de la production éolienne, qui est très variable. Les prix spot de pointe de l’électricité en France en décembre ont fluctué entre 2,05 et 153,07 €/MWh, tandis qu’en janvier, ils sont restés dans la fourchette plus étroite de 49,86 à 122,70 €/MWh. Il est à noter que les prix mensuels moyens de l’électricité de pointe, après avoir baissé en décembre, ont augmenté en janvier, passant d’une moyenne de 71,45 €/MWh à une moyenne de 87,33 €/MWh. La raison principale étant que le mois de décembre a été anormalement bas en raison d’une conjoncture de faible consommation due aux vacances et de forte production d’énergie éolienne qui avait à plusieurs reprises fait descendre les prix vers 0. 

En ce qui concerne les contrats à terme sur l’électricité, le contrat de mars 2024 était sur une tendance à la baisse, passant de 80,60 €/MWh le 2 janvier à 61,46 €/MWh le 22 janvier, avant de ne remonter que partiellement à 69,28 €/MWh le 31. 

Contrats à moyen et long terme : 

Le contrat TTF Cal25, après une baisse de 20% en décembre, est resté relativement stable en janvier, passant de 31,41€/MWh le 2 à 33,52€/MWh le 31. Les forces baissières comprennent un nombre suffisant d’unités de regazéification opérationnelles en Europe pour satisfaire la demande de GNL et un impact limité des tensions en mer Rouge dans un contexte où l’Europe peut compter sur des fournisseurs alternatifs de gaz, en particulier la Norvège et les États-Unis. A noter : le Programme des Nations Unies pour l’environnement (PNUE), dans son rapport de décembre 2023 sur l’écart de production a montré que les stratégies des 20 plus grands producteurs d’énergies fossiles, représentant 82% de l’extraction mondiale, tout en promettant un programme zéro émission (17 sur 20) ont continué à subventionner l’expansion de l’extraction d’énergies fossiles. 

Les prix du charbon ont connu une courbe en cloche, les prix de l’API Cal25 ayant d’abord augmenté en janvier, passant de 93,82$/t le 2 à 102,84$/t le 16, avant de chuter à 96,99$/t le 31. 

Les prix des certificats de CO2 pour décembre 24 ont baissé de plus de 15 %, passant de 75,96 €/t à 64,17 €/t. 

Le contrat d’électricité français Cal25 a poursuivi sa tendance générale à la baisse, chutant encore en janvier, passant de 88,06 €/MWh le 2 à 74,75 €/MWh le 22, avant de ne se redresser que partiellement et de clôturer le mois à 79,52 €/MWh. Le regain de confiance dans le parc nucléaire français à la suite du grand carénage ainsi que la confiance dans les réseaux de stockage et de transport de gaz du sud-ouest au nord-est, après les bonnes performances de cet hiver, ont été des facteurs qui ont contribué à cette baisse de prix. 

FR Baseload Power price (€/MWh)

FR Peak load Power price (€/MWh)

EUA price (€/t)

PEG Gas price (€/MWh)

Coal Price ($/Tn)

Gas efficiency:52%; Coal efficiency: 38% 

Gas vs. Coal Price (€/MWh)

Gas efficiency: 52%; Coal efficiency: 38%

Clean Spark Spread – Baseload (€/MWh)

Clean Spark Spread – Peak load (€/MWh)

Clean Dark Spread – Baseload (€/MWh)

Clean Dark Spread – Peak load (€/MWh)

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Expérience professionnelle

Céline, jeune active dynamique, a fait ses premiers pas dans le monde du travail dans le domaine du tourisme en tant que community manager au Loups du Gévaudan, en Lozère. En rejoignant l’équipe HES en novembre 2021, elle a souhaité diversifier ses connaissances : se former dans le secteur énergétique, se spécialiser dans les stratégies marketing afin de développer les relations clients de l’entreprise ; tout en approfondissant ses compétences en coordination et gestion de projets.

Formation

Céline est diplômée d’une double licence Espagnole – Anglais en Langue, Littérature et Civilisation Etrangère à la Sorbonne IV (2018). Elle a aussi obtenu un Master II en Direction de Projets ou Etablissements Culturel, spécialité Tourisme International. Elle a également étudié à l’étranger, à University of London (Angleterre) et Universidad de Morón (Argentine).

Céline Haya Sauvage

Responsable Marketing

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Conseil en investissement

« La décarbonisation des secteurs de l’énergie et des transports est sans doute aujourd’hui le principal moteur économique de l’industrie. »

Expérience professionnelle

Il a débuté sa carrière dans le génie civil en tant que chef de projet en France, en Martinique et en Australie. Par la suite, il devient directeur général d’une filiale au Venezuela. En 1992, il crée une filale pour Dalkia en Allemagne (chauffage urbain, cogénération et partenariats) et représente Véolia en Thaïlande. En 2000, il a ouvert le bureau commercial d’Endesa en France pour profiter de la libéralisation du marché de détail. A partir de 2006, en tant que responsable du développement chez Endesa France, il a dirigé le plan d’Endesa pour la production à cycle combiné gaz en France et a simultanément développé le portefeuille éolien et photovoltaïque de la Snet. Philippe Boulanger a ensuite travaillé pendant 3 ans au siège d’E.ON pour coordonner les activités de l’entreprise en France. Il a été fortement impliqué dans le projet français de renouvellement de la concession hydroélectrique. En tant que Senior Vice President – Project Director chez Solvay Energy Services d’avril 2012 à février 2014, il était en charge des projets de déploiement H2/Power to gas et d’accès direct au marché européen. Philippe est un expert pour HES depuis 2014.

Formation

Philippe Boulanger est ingénieur diplômé de l’Ecole Polytechnique et de l’Ecole Nationale des Ponts & Chaussées (France) et possède une expérience combinée de plus de 25 ans en énergie et infrastructures. En plus de l’anglais, M. Boulanger parle couramment le français, l’allemand et l’espagnol.

Philippe Boulanger

Electricity Expert

HES-Philippe-Boulanger
« Le monde est en train de changer. De nouveaux investisseurs accordent une attention particulière au secteur de l’énergie alors que les acteurs historiques adaptent leur position sur le marché. »

Expérience professionnelle

Antonio a commencé sa carrière dans le secteur de l’électricité en 1991 en tant que membre de l’équipe du directeur général de Sevillana de Electricidad (Espagne). En 1997, il était responsable de la réglementation commerciale chez Endesa Distribution. En 2000, il rejoint le département M&A européen d’Endesa. Il a été nommé CEO d’Endesa Power Trading Ltd en 2003. En 2004, il devient Directeur de la gestion de l’énergie de la SNET (France) et en 2008, il est nommé Directeur Général de cette société. En 2009, il a occupé le poste de Directeur du Développement Entreprise d’E.ON France. En 2011, il a fondé Haya Energy Solutions (HES), une société de conseil qui aide les entreprises à optimiser leur chaîne de valeur : de la définition de la stratégie aux opérations quotidiennes, en s’appuyant sur une solide expérience et une bonne compréhension de l’industrie de l’énergie. De 2015 à 2018, Antonio a été Président de Celest qui opère 2 CCGT françaises (420MW chacune), détenues par KKR. Fin 2018, il rejoint Asterion Industrial Partners, un fonds d’investissement dédié aux infrastructures, en tant que partenaire opérationnel.

Formation

Ingénieur industriel de l’Ecole Supérieure d’Ingénieurs de Séville (Espagne) et titulaire d’un MBA de Deusto (Espagne).

Antonio Haya

PDG