Quels ont été les chiffres marquants sur les marchés de l'électricité ce mois-ci ?
Le mois de septembre a mis en évidence toute l'amplitude de la fourchette des prix, et ce dans les deux sens.
Allemagne (50Hertz) : Le 12 septembre, le quantile 95-% a atteint 4 376,50 €/MWh entre 2 h 00 et 2 h 15, dans le cadre du marché continu intrajournalier toutes les 15 minutes. Ce chiffre représente environ 25 fois la médiane de septembre, qui s'élevait à 175,11 €/MWh, et ce en pleine nuit.
Pays-Bas (TenneT) : Le dimanche 6 septembre, le quantile 5-% est tombé à -114,86 €/MWh entre 13 h 45 et 14 h 00. Et ce n'était pas un cas isolé : au cours de 270 quarts d'heure ce mois-ci, le quantile 5-% s'est situé en territoire négatif.
Sur le marché du gaz, le TTF a franchi pour la première fois depuis trois ans la barre des 80 €/MWh, atteignant environ 82,5 €/MWh à la mi-septembre. À titre de comparaison, la moyenne s'élevait à un peu moins de 45 €/MWh en juin. À la fin du mois, les stocks de gaz de l'UE étaient remplis à environ 71 %, soit nettement en dessous de la moyenne sur cinq ans, qui s'élève à environ 85 %. Les stocks allemands n'atteignaient même qu'à peine 58 %.
Quelles sont les raisons possibles de ce comportement du marché ?
Sur les marchés de l'électricité, le vent a été le principal facteur déterminant ce mois-ci. Des vents violents ont fait baisser les prix, les faisant même passer en territoire négatif. Lors des périodes sans vent, ils ont rapidement remonté, et les centrales à gaz ont dicté les prix en raison de la hausse des coûts des combustibles. La volatilité n'est plus depuis longtemps un phénomène propre à l'énergie solaire en fin de journée. Les fluctuations de l'apport éolien entraînent désormais de fortes variations 24 heures sur 24.
Les marchés du gaz ont été marqués par :
- les restrictions persistantes sur les livraisons dans le détroit d'Ormuz, le Qatar ayant prolongé la clause de force majeure pour les livraisons de GNL
- une forte demande de GNL en Asie lors d'une vague de chaleur début septembre, qui a intensifié la concurrence pour les cargaisons
- des niveaux de stockage constamment bas avant le début de la saison de chauffage
Résultat : chaque titre d'actualité concernant l'Iran ou l'approvisionnement en GNL avait un impact immédiat sur les prix.
Quelles sont tes attentes pour le mois prochain ?
L'hiver approche, et l'Europe aborde la saison de chauffage avec des niveaux de stockage historiquement bas. Les questions centrales sont les suivantes : quand les prélèvements sur les réservoirs commenceront-ils, et la marge de sécurité sera-t-elle suffisante pour un hiver précoce ? Certains s'attendent déjà à un prix TTF moyen d'environ 85 €/MWh cet hiver. Des prix supérieurs à 100 €/MWh sont possibles si le froid venait à coïncider avec de nouvelles interruptions d'approvisionnement.
La géopolitique reste le principal facteur d'incertitude : le détroit d'Ormuz sera-t-il rouvert, les tensions vont-elles continuer à s'intensifier, et le Qatar va-t-il à nouveau prolonger la clause de force majeure ? L'interdiction prochaine par l'UE des importations de GNL russe à compter du 1er janvier 2027 devrait également peser sur les contrats d'hiver.
Sur les marchés de l'électricité, les tempêtes d'automne devraient entraîner une augmentation de la production éolienne et une baisse des prix, tandis que les périodes sans vent provoqueront des pics de prix. La volatilité persiste, et la flexibilité offerte par le stockage et les charges réglables continue de gagner en importance.
Une chose est sûre : le mois de septembre a montré que les marchés énergétiques européens abordent l'hiver avec une marge d'erreur très réduite.
