L’actualité sur les marchés de l’énergie – 08/01/2025

Les points importants

NUCLEAIRE 

La création de l’ASNR, entre réorganisation du secteur nucléaire et incertitudes sur son fonctionnement 

Le 1er janvier 2025, la France a lancé l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), issue de la fusion de l’IRSN et de l’ASN, marquant la fin d’un système dual instauré après la catastrophe de Tchernobyl. Cette réforme, voulue pour « fluidifier » les décisions, intervient dans un contexte de relance du programme nucléaire français. L’ASNR, désormais chargée de superviser l’ensemble des activités nucléaires civiles, doit gérer de nombreux enjeux, tels que la prolongation des centrales et le développement de nouveaux réacteurs. Toutefois, la fusion reste controversée, suscitant des inquiétudes sur la séparation entre expertise et décision, ainsi que sur l’information publique. Le règlement intérieur de l’ASNR et d’autres questions organisationnelles demeurent des points de friction, et la période de transition pourrait poser des défis supplémentaires. 

Les marchés de l’énergie

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Electricité :

La France bat son record d’exportation d’électricité grâce à un parc nucléaire en reprise et des énergies renouvelables en croissance.

En 2024, la France a battu son « vieux record » d’exportation d’électricité, établi en 2002, en exportant 89 térawatt-heures (TWh), surpassant ainsi les 76,9 TWh de l’année 2002. Cette performance marque un regain de forme pour le pays après plusieurs années difficiles liées à des problèmes de maintenance dans son parc nucléaire. En 2023, la France avait déjà exporté 50 TWh. En 2022, des problèmes de corrosion avaient réduit la production nucléaire au point que la France avait dû importer de l’électricité pour la première fois en plus de quarante ans. En 2024, ce succès a été amplifié par une production hydraulique exceptionnelle, ainsi que par le développement de l’éolien et du solaire. De plus, la faible consommation d’électricité en France a permis d’augmenter les exportations, bien que certains observateurs soulignent que cette faible consommation est problématique, car elle ralentit la transition énergétique vers une décarbonation plus profonde.

Raccordement de l’EPR de Flamanville au réseau électrique : une étape clé vers sa pleine capacité en 2025.

Le 21 décembre 2024, l’EPR de Flamanville a été raccordé au réseau électrique national après 17 ans de travaux, dont 12 années de retard. Ce raccordement marque une étape clé dans l’activation de ce réacteur nucléaire de nouvelle génération, qui devrait atteindre sa pleine capacité de production d’ici l’été 2025. Le processus de couplage a connu quelques retards, mais il constitue un progrès important pour la compétitivité de la France et la transition énergétique. Des essais successifs seront effectués, avec des arrêts et redémarrages programmés pour tester le réacteur à différentes puissances. La montée en puissance se fera progressivement, avec des évaluations par l’Autorité de sûreté nucléaire à chaque étape avant d’atteindre les 100 % de capacité. 

Gaz : 

Le 31 décembre, le prix du gaz européen a franchi la barre des 50 euros le mégawattheure, un seuil non atteint depuis plus d’un an, en raison de plusieurs facteurs. L’expiration de l’accord de transit entre l’Ukraine et la Russie, qui cessera le 1er janvier de permettre le transit de gaz russe vers l’Europe, a contribué à la hausse des prix. À cela s’ajoutent un hiver froid, augmentant la demande en chauffage, et une dépendance accrue au gaz naturel liquéfié (GNL), plus coûteux. Les réserves de gaz en Europe sont actuellement à 73%, bien en dessous des 86% de l’année précédente, avec une prévision de hausse des besoins en raison de l’augmentation de la demande. Les tensions géopolitiques, notamment entre l’Ukraine et la Russie, ainsi que la concurrence accrue pour le GNL en provenance des États-Unis, augmentent également la pression sur les prix. Les analystes préviennent qu’un hiver plus froid que prévu ou des retards dans les projets de GNL pourraient faire grimper les prix à 60 euros le mégawattheure. Enfin, l’arrivée de Donald Trump à la présidence des États-Unis pourrait influencer positivement l’approvisionnement en GNL pour l’Europe.  

Pétrole : 

En janvier 2025, les prix du pétrole atteignent des sommets inédits, avec le Brent à 76,51 dollars le baril et le WTI américain à 73,96 dollars, suscitant des inquiétudes pour l’économie et le secteur énergétique. Cette hausse résulte principalement de la chute des stocks de pétrole brut aux États-Unis, en baisse de 3,6 % par rapport à janvier 2024, dans un contexte de forte demande mondiale, notamment en Asie et en Europe, où la Chine, portée par sa reprise post-pandémie et des politiques de relance, intensifie son activité industrielle. Parallèlement, les tensions géopolitiques au Moyen-Orient, marquées par des affrontements en Syrie, ainsi que les incertitudes sur l’approvisionnement, accentuent la volatilité des marchés. Une vague de froid, annoncée en Amérique du Nord, pourrait également accroître la demande énergétique, principalement pour le gaz naturel, plutôt que pour le pétrole. Enfin, aux États-Unis, l’arrivée d’un gouvernement favorable à l’industrie fossile pourrait, à court terme, stimuler la production et la demande, renforçant ainsi les craintes d’un déséquilibre prolongé sur les marchés pétroliers. 

Brent

Prix de clôture du 07/01/2025 : 75,87 $/bbl

Variation depuis le 31/12/2024 : +2,69%

CO2 :

Le prix du carbone en Europe a atteint vendredi son plus haut niveau depuis sept mois, avec un gain hebdomadaire de 6 %. Le contrat EUA de décembre 2025 s’est établi à 75,78 €/t, soit une hausse de 4,22 € par rapport à la semaine précédente. Cette hausse fait suite aux incertitudes concernant l’approvisionnement en gaz après la fin de l’accord de transit entre la Russie et l’Ukraine. En deux semaines, le prix a augmenté de 11 %, passant de 67,69 €/t le 19 décembre à 75,19 €/t.

Cependant, certains analystes prévoient un léger repli avec la reprise des enchères de quotas de carbone, prévue pour le 7 janvier. Les enchères pourraient corriger les prix en raison de la reprise du marché et des inquiétudes économiques persistantes en Europe. Les prix du gaz, en particulier le TTF néerlandais, ont également joué un rôle clé dans la hausse des prix du carbone, et cette dynamique pourrait se poursuivre tant que les inquiétudes concernant l’approvisionnement en gaz persisteront. 

CO2 :

Prix de clôture du 07/01/2025 : 74,04 €/t

Variation depuis le 31/12/2024 : +2,86%

Charbon :

La consommation mondiale de charbon a atteint un nouveau record en 2024, avec 7,8 milliards de tonnes utilisées, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Bien que l’essor des énergies renouvelables puisse stabiliser cette consommation d’ici 2027, une diminution reste incertaine. La Chine, en tant que principal consommateur et producteur de charbon, continue de dominer ce marché, représentant un tiers de la production mondiale. En novembre, la production chinoise a atteint un niveau record de 14 millions de tonnes par jour, et le pays prévoit de maintenir cette cadence pour éviter les pénuries. 

Charbon :

Prix de clôture du 07/01/2025 : 110,82 $/t

Variation depuis le 31/12/2024 : +2,50%

GO :

Baisse des prix des garanties d’origine due à l’abondance de la production hydroélectrique 

Le 11 décembre 2024, les enchères françaises de garanties d’origine (GO) pour la production d’électricité de septembre 2024 se sont tenues, offrant un total de 3,6 TWh de GO. Ce volume, en hausse de 800 GWh par rapport aux enchères de novembre, comprenait 2,28 TWh d’éolien, 0,91 TWh de solaire, 0,17 TWh d’hydroélectricité et 0,3 TWh de thermique. L’intégralité a été vendue à un prix moyen de 0,45 €/MWh, soit une augmentation de 0,1 €/MWh par rapport au mois précédent, avec des prix oscillants entre 0,45 et 0,48 €/MWh. Cette légère reprise intervient après une baisse de 24 % des prix en novembre, probablement due à une anticipation des besoins pour le troisième trimestre. 

Les prix des enchères de décembre dépassent légèrement ceux du marché de gré à gré (OTC), où les GO s’échangent autour de 0,35 €/MWh, en baisse de 0,10 €/MWh sur quatre semaines. La hausse des volumes, particulièrement en éolien (+2,3 TWh grâce à des conditions venteuses) et en thermique, contraste avec une baisse de 29% de la production solaire, attribuée à des conditions météorologiques plus nuageuses en septembre. 

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