Impact du COVID19 sur les marchés de l’électricité et du CO2.

Les prix de marché de l’électricité en baisse de 37% en France, la tonne de CO2 de 40%

 

Le ralentissement de l’économie lié aux mesures de confinement pour enrayer la propagation du coronavirus a engendré une diminution moyenne de la consommation électrique française de 22%. Cette baisse a eu des impacts importants sur les marchés de l’électricité et des quotas CO2 :

• Les prix moyens de l’électricité sur le marché Spot en France ont baissé de 37%

• Les marchés des produits future sont également impactés, en particulier les contrats infra-annuels à échéance sur les prochaines semaines et mois

• Les fournisseurs d’électricité vont enregistrer des pertes importantes suite à cette évolution inédite de la consommation électrique, qui n’a pas pu être anticipée

• Les émissions de CO2 liées à la production électrique ont baissé de 50%, grâce à la baisse en niveau de la consommation et à la baisse du contenu CO2 du kWh produit, les installations les plus carbonées étant mises à l’arrêt. Ceci a eu un effet dangereux sur le marché des quotas d’émissions européens, avec une baisse de l’EUA (European Union Allowance, tonne carbone du marché européen) de 40%, qui est néanmoins en train de se résorber.

 

Les prix moyens de l’électricité sur le spot en baisse de 37% par rapport à la tendance de début Mars

Les mesures de confinement ont largement modifié l’équilibre offre /demande du système électrique. La consommation étant moins importante qu’attendu (baisse de 22% en France), la plupart des fournisseurs se sont retrouvés avec une quantité de contrats d’approvisionnement excédentaire par rapport à la demande effective de leurs clients, notamment industriels, sites tertiaires ainsi que le secteur hôtelier et de la restauration.

Sur le marché Spot Day-Ahead (le jour pour le lendemain), en temps normal, les acteurs cherchent à ajuster leurs erreurs de prévision à très court terme sur la demande électrique à la hausse comme à la baisse. Depuis le début du confinement, ces erreurs sont en grande majorité à la baisse. Les ordres d’achat étant plus rares, les moyens de production vendant aux prix les plus élevés ne sont pas appelés via le marché spot. Sont concernés surtout les moyens de production dits pilotables, très carbonés (centrales au gaz, fioul, charbon) qui ont dû diminuer leur production de 34% suite au confinement.

Autre phénomène lié à cette crise, les prix spot de l’électricité sont passés en négatif plusieurs fois depuis le début du confinement, pendant dix heures entre 14 mars et 1er avril 2020. Certaines centrales peuvent décider de payer des consommateurs pour consommer de l’énergie car il est plus rentable pour elles de ne pas se mettre à l’arrêt avant une nouvelle hausse de la demande.

Les fournisseurs d’électricité vont enregistrer des pertes importantes

Les fournisseurs d’électricité ont deux moyens pour approvisionner leur clients : les marchés (Gré-à-Gré, Contrats à terme, marche Spot) et l’ARENH, l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique qui permet aux fournisseurs alternatifs de récupérer jusqu’à 100 TWh de la production nucléaire gérée par EDF, au prix de 42€/MWH, fixé par la CRE.

La grande majorité de l’approvisionnement se fait via les contrats à terme et l’ARENH. Les fournisseurs doivent composer avec des contrats de durée plus ou moins longue pour épouser la forme prévisionnelle de la demande électrique de leurs clients, et ce en s’y prenant bien à l’avance. La baisse en niveau inédite de la consommation électrique et le changement de sa structure (la forme de la courbe de charge hebdomadaire a changé, assimilant tous les jours de la semaine à des dimanches) n’ont donc pas pu être anticipés par les fournisseurs qui ont construit leurs prix pour l’année en cours avant les événements exceptionnels liés au CoVID-19. Une grande partie de l’électricité achetée à l’avance par les fournisseurs ne sera pas facturée aux clients et doit être revendue à prix cassé sur les marchés actuellement. Les contrats Week, Month et Quarter sur la bourse EEX ont vu leur prix chuter également depuis le début des mesures de confinement.

Le producteurs électriques et les industriels vendent massivement leurs quotas carbone excédentaires, entraînant une chute de l’EUA de 40%, quand les émissions liées à la production d’électricité baissent elles de 50%

La baisse des prix de l’électricité sur le marché Spot traduisent aussi une évolution dans le mix électrique français. Les centrales de production pilotables, et en particulier les centrales au gaz, au fioul ou au charbon, qui vendent leur électricité au prix le plus cher sur les marchés, sont défavorisées. Il en résulte une baisse des émissions non seulement liée à la baisse en niveau de la consommation électrique, mais aussi à la structure du mix de production électrique qui a évolué. Ainsi, bien que la consommation électrique ait baissé de 22% suite aux mesures de confinement, les émissions de GES associées ont elles baissé de 50% sur la deuxième semaine de confinement, par rapport à la première semaine de Mars.

La baisse de la demande en énergie a entraîné une baisse des émissions de CO2, qui s’est fortement ressenti sur le marché européen des quotas de CO2. En effet, les industriels qui sont tenus d’acheter un certain nombre de quotas CO2 pour réaliser leurs activités émettrices se retrouvent avec un surplus de quotas entre les mains qu’ils vont revendre à prix cassés. Le prix de l’EUA (European Union Allowance), qui permet l’émission 1 tonne équivalent CO2, a chuté brutalement de 25€ à 15€, mais remonte progressivement depuis.

Paradoxalement, la baisse à court terme des émissions de CO2 liée à la baisse de la consommation en énergie et sa restructuration vers des énergies primaires moins carbonées pour l’électricité pourrait avoir des effets pervers à plus long terme si les prix des quotas de CO2 ne reviennent pas rapidement à leur niveau. En effet, ce prix du carbone est l’un des paramètres pesant fortement dans les choix d’investissements de projets faiblement émetteurs de GES, et le ralentissement de ce type d’investissement ne serait pas un bon signe pour les émissions futures de GES, à plus long terme.

Sonia Ribeiro et Pierre Leplatois

Sources :

•          Analyse à partir des données Eco2Mix, RTE

•          Données de marché EEX

•          Données de marché EpexSpot

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