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2014 | Observatoire des marchés de gros de l’électricité, du gaz naturel et du CO2 (données au 31 décembre 2013)
En électricité sur les marchés spots (day-ahead et infrajournalier), les volumes échangés lors du 4ème trimestre 2013 représentent 26,45 TWh, soit une hausse de 34,5 % par rapport au trimestre précédent, mais une baisse de 9 % vis-à-vis du 4ème trimestre 2012. Sur le marché à terme, les volumes échangés ont augmenté de 7,9 % par rapport au trimestre précédent, avec un peu plus de 113 TWh échangés.
La hausse des volumes par rapport au trimestre précédent provient d’une hausse du négoce sur les contrats mensuels (+32 %) et trimestriels (+8 %), malgré une baisse de l’activité pour les produits annuels (-20 %).
L’activité sur les plateformes de courtage, concentrant l’essentiel des échanges pour les produits à terme, a augmenté de +7,7 % en volumes par rapport au trimestre précédent, tout comme les échanges sur la bourse (+12 % en volumes). L’activité sur le marché day-ahead français se situe désormais en 4ème position par rapport aux autres marchés européens.
Les prix day-ahead en base cotés sur EPEX SPOT se sont établis à 47,8 €/MWh en moyenne, soit une hausse de 27 % par rapport au trimestre précédent et une hausse de 3 % par rapport au 4ème trimestre 2012. Le différentiel avec les prix spot allemands s’est inversé en moyenne trimestrielle, passant de -1,2 €/MWh à 10,2 €/MWh en base. Le différentiel de prix à terme avec l’Allemagne a continué de se creuser, dans un contexte où les prix des produits calendaires en base ont augmenté plus fortement en France (+0,9 €/MWh) qu’en Allemagne (+0,04 €/MWh), s’établissant respectivement à 43,2 €/MWh et 37,6 €/MWh.
Le taux de production moyen du parc nucléaire au 4ème trimestre 2013 est en baisse (-4,3 %) par rapport au même trimestre de l’année 2012 et s’établit à 72,6 % contre 76 % au 4ème trimestre 2012. Cette baisse s’explique notamment par une baisse de la disponibilité du parc nucléaire (79 % en 2013 contre 82,3 % au 4ème trimestre 2012). Le niveau des stocks hydrauliques a fortement diminué, atteignant fin décembre 58 % (contre 70 % début octobre) suivant la saisonnalité observée depuis plusieurs années. Les importations ont presque triplé par rapport au trimestre précédent (respectivement 12,3 TWh contre 4,8 TWh), notamment du fait de la hausse de la consommation (+ 33 %), alors que les exportations n’ont augmenté que de 10 %. Le solde net exportateur se situe à 11,1 TWh, en baisse de 33 % par rapport au 3ème trimestre 2013. Le niveau de concentration des différents segments de marché évolue peu au quatrième trimestre 2013, même si l’on observe une augmentation de la concentration du segment lié aux importations.
Les prix day-ahead au PEG Nord et sur les principaux hubs européens sont restés stables au 4ème trimestre 2013, contrairement à ceux du PEG Sud qui ont augmenté très fortement à partir de novembre.
Le différentiel entre le PEG Sud et le PEG Nord a dépassé à plusieurs reprises le seuil de 10 €/MWh et a atteint un record historique de 16 €/MWh le 17 décembre. Ces écarts très importants apparaissent dans un contexte de forte tension dans l’approvisionnement de la zone Sud, caractérisé notamment par des niveaux d’émission très faibles depuis les terminaux méthaniers de Fos, par une vague de froid affectant le sud de la France et la péninsule ibérique, et par des congestions internes sur le réseau de GRTgaz qui ont affecté la disponibilité de la liaison Nord/Sud.
Les échanges sur les marchés spot français ont fortement progressé (+40 % par rapport au 3ème trimestre 2013), alors que les volumes négociés sur les marchés à terme sont en déclin (-15 % par rapport au 3ème trimestre 2013). Cette baisse d’activité concerne notamment les produits de types mensuel et saisonnier. Au 4ème trimestre 2013, les produits spot ont représenté 41 % des volumes échangés sur les marchés intermédiés français, contre seulement 29 % au cours du trimestre précédent.
Le 4ème trimestre 2013 a été marqué par des niveaux très faibles d’émissions depuis les terminaux méthaniers français. Au total, 17 TWh ont été injectés dans le système français depuis les terminaux, soit le niveau le plus bas en 5 ans. L’arrivée du GNL en France, particulièrement au sud, a été affectée par des indisponibilités inattendues dans la production algérienne (notamment sur les installations de Skikda) et par une demande très importante en Asie et en Amérique Latine, où les prix de marché atteignaient des niveaux très élevés.
CO2
Les prix spot EUA ont augmenté au 4ème trimestre 2013 et ont affiché une moyenne de 4,75 €/tCO2, soit une hausse de 3 % par rapport au 3ème trimestre 2013. Par ailleurs, le prix spot du CER a baissé et s’est établi à 0,45 €/tCO2 contre 0,60 €/tCO2 au trimestre précédent.
Les volumes totaux des EUA et des CER échangés au 4ème trimestre 2013 ont tous les deux augmenté de, respectivement, 36 % (à 2 501 Mt) et 59 % (à 188 Mt) par rapport au 3ème trimestre 2013.
Les bourses et brokers représentent respectivement 84 % et 16 % des volumes EUA totaux échangés au 4ème trimestre 2013 (augmentation de 31 % sur bourses et de 73 % sur les brokers). Quant aux volumes CER totaux échangés, les bourses et brokers représentent respectivement 64 % et 36 % en volume (augmentation de 61 % sur la bourse et de 56 % sur les brokers).
Au 4ème trimestre 2013, les volumes des produits EUA échangés sur les bourses s’effectuent de nouveau essentiellement sur le marché à terme : environ 234 Mt ont été échangés sur le marché spot EUA, 1 035 Mt pour les produits Déc. 2013 et 488 Mt pour les produits Déc. 2014.
A propos de la Commission de régulation de l'énergie (CRE)
Installée le 24 mars 2000, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) est une autorité administrative indépendante. Elle concourt, au bénéfice des consommateurs finals, au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz naturel. Elle veille à l’absence de toute discrimination, subvention croisée ou entrave à la concurrence.
Source : Communiqué CRE
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