La vague de chaleur estivale a stimulé la demande de refroidissement de l’Europe, associée au manque de production d’énergie renouvelable, d’approvisionnement en énergie nucléaire et à la flambée des coûts du gaz naturel.
Dans ce contexte, les pays européens et les compagnies d’électricité sont confrontés à des décisions difficiles. La crise énergétique actuelle du continent est le produit d’une myriade de facteurs, mais la façon dont elle y réagira façonnera les institutions énergétiques européennes pour les années et les décennies à venir.
Pour amortir les pires effets de la crise, certains ont appelé à une plus grande extraction de combustibles fossiles à court terme, tandis que d’autres ont préconisé un déploiement massif des énergies renouvelables pour faire baisser les prix.
En ce moment, cependant, les propriétaires de projets de centrales électriques sont confrontés à un dilemme : faut-il augmenter la proportion de transactions sur le marché commercial de l’électricité pour profiter des prix élevés, ou insister pour verrouiller les contrats d’achat d’électricité (AAE) à long terme pour assurer des sources de revenus plus stables et prévisibles ?
La considération clé ici est de savoir où l’entreprise et le marché pensent que le prix ira.
Le prix actuel est au plus haut depuis des années – le prix moyen du marché au comptant est maintenant supérieur à 300 € / MWh (327 $ / MWh), contre environ 50 € / MWh (54 $ / MWh) à la fin de 2019, en hausse plusieurs fois.
Les prix de l’électricité montent en flèche dans toute l’Europe depuis mai 2021
Représenté par la France, le prix de l’électricité dans divers pays européens a grimpé en flèche récemment. Le prix de l’électricité en France la semaine dernière était de 383,14 euros par MWh, en hausse de plus de 64% par rapport à la semaine précédente, suivie de l’Italie à 369,07 euros, de l’Autriche à 343,94 euros, de l’Allemagne à 323,34 euros et de la Grèce à 312,67 euros.
Personne ne s’attend à ce que la situation en Europe soit résolue de sitôt, surtout si la Russie envahit l’Ukraine, mais les attentes du marché et les attentes en matière de prix de l’électricité seront des facteurs clés dans les décisions relatives aux accords et aux contrats.
Pourquoi le marché européen de l’énergie est-il en crise ?
La crise énergétique actuelle de l’Europe est le résultat d’une combinaison de facteurs : événements naturels, actions géopolitiques, mauvaise planification stratégique et invasion russe de l’Ukraine. La combinaison de ces facteurs a créé une tempête parfaite qui a fait monter les prix en flèche, les gouvernements ont provoqué la colère et remodelé la politique énergétique. Ce faisant, les consommateurs sont lésés.
La tempête a commencé l’hiver dernier alors qu’il faisait particulièrement froid en Europe et en Asie. La concurrence dans le secteur du gaz naturel liquéfié (GNL) est féroce dans ces régions, et alors que les économies commencent à s’ouvrir à la suite des confinements liés à la COVID-19, la concurrence s’est intensifiée, les prix ont grimpé en flèche et, ce faisant, les prix de l’électricité.
Pour aggraver les choses, l’Europe dispose de faibles réserves de gaz naturel, ce qui a encore fait grimper les prix et déclenché une panique de l’approvisionnement. En outre, les exportations de GNL américain plus faibles que la normale vers l’Europe et l’Asie en raison des hivers rigoureux et du chaos au Texas ont exercé une pression à la hausse supplémentaire sur les prix.
Puis, le 24 février, la Russie a envahi l’Ukraine. Les gouvernements occidentaux ont rapidement imposé des sanctions à la Russie et ont appelé les entreprises à sanctionner elles-mêmes leurs activités en Russie. Les géants de l’énergie BP, Shell, Exxon Mobil, Equinor et TotalEnergies ont coupé les liens avec la Russie ou ont déclaré qu’ils le feraient.
L’Allemagne a également refusé d’approuver le gazoduc Nord Stream 2 reliant la Russie à l’UE, ce qui a entraîné la faillite de la société holding. Tout cela limite davantage l’approvisionnement en gaz naturel et fait grimper les prix.
Les pays européens ont tenté d’atténuer l’impact des sanctions en trouvant d’autres sources de gaz naturel. Par exemple, l’expansion de la capacité du gazoduc Medgaz reliant l’Algérie et l’Espagne, la Bulgarie reliant le réseau gazier à la Roumanie et à la Serbie, la Pologne reliant le Danemark et la Bulgarie poussant à de nouvelles connexions avec la Grèce.
Néanmoins, la plupart de ces projets ne seront pas achevés d’ici la fin de l’année et, de par leur nature même, ils sont régionaux, et non à l’échelle de l’UE, ce qui signifie que la frénésie et les turbulences sur le marché se poursuivront à court terme.
Où iront les prix de l’électricité?
Kesavarthiniy Savarimuthu, analyste européen de l’électricité chez BloombergNEF, a déclaré que personne ne s’attend à ce que les prix de l’électricité reviennent à des niveaux normaux de sitôt, et que l’évolution des prix de l’électricité cette année et l’année prochaine dépendra de plusieurs facteurs, tels que les prix du charbon et du gaz, les conditions météorologiques, les pannes nucléaires imprévues, la disponibilité de la production d’énergie renouvelable et la demande d’électricité, etc.
Et, avec les réserves de gaz européennes encore faibles, ne vous attendez pas à un ralentissement de la concurrence des ressources. Werner Trabesinger, responsable des produits quantitatifs chez Pexapark, cabinet de conseil en énergie renouvelable, a déclaré : « Pour atteindre des niveaux de stockage confortables d’ici le quatrième trimestre 2022, entre la consommation de gaz et les recharges de stockage, de grandes quantités de GNL seront nécessaires tout au long de l’été. »
« Cela mettra les acheteurs européens en concurrence directe avec les acteurs du marché asiatique du GNL, dans un marché plus tendu où les volumes de GNL russes ont effectivement été exclus », a déclaré Trabesinger.
« La Commission européenne a négocié pour diversifier les sources d’approvisionnement en gaz et réduire la demande d’importations de gaz russe », a déclaré Savarimuthu. « Des scénarios tels que l’augmentation des importations de GNL pourraient générer une prime, avec un impact positif sur les prix du gaz et de l’électricité.
Le passage à d’autres combustibles, comme le charbon, pourrait aider à remédier à un marché du gaz tendu. Cependant, le même problème se pose ici. Jusqu’à présent, une grande partie de la houille provient de Russie et la concurrence pour trouver du charbon alternatif va s’intensifier. "
Selon les prévisions d’ING, les futurs prix de l’énergie de base dans les économies européennes telles que la France, l’Allemagne, la Belgique et les Pays-Bas resteront élevés à environ 150 euros / MWh (163 $ / MWh) tout au long de 2022, avec une baisse en été, mais augmenteront à nouveau à environ 175 € / MWh (190 $ / MWh) à l’approche de l’hiver.
La situation actuelle est très fluide et imprévisible. « Le prix de gros de l’électricité en 2022 sera plus volatil par rapport aux niveaux de la dernière décennie. » Savarimuthu a ajouté que l’approvisionnement incertain en gaz stimulera une plus grande volatilité sur le marché de l’électricité.
« Je pense que nous allons avoir une autre période très volatile », a déclaré Phil Grant, associé du groupe mondial de production d’électricité du cabinet de conseil en énergie Baringa. « Cela affecte la façon dont les gens négocient et leurs attentes en matière de risque. »
La question de Grant est la suivante: « En tant que générateur, voulez-vous bloquer les prix à terme maintenant, ou êtes-vous heureux de surfer sur la vague des prix commerciaux? »
Contrat à long terme PPA ou commerce sur le marché commercial?
Avec des prix en hausse de 8,1% au premier trimestre 2022 et en hausse de 27,5% d’une année sur l’autre, le marché européen des PPA d’énergie renouvelable est « plus compétitif que jamais », selon LevelTen Energy. Avant le conflit ukrainien, les prix devaient se stabiliser cette année et ont maintenant grimpé pendant quatre trimestres consécutifs.
L’indice européen des prix PPA du 1er trimestre 2022 de LevelTen a noté que la forte demande d’énergie renouvelable a entraîné une pénurie d’options de projets acheteurs. Selon un résumé des 25% les plus bas des offres solaires, l’indice P25 a augmenté de 4,1% pour s’établir désormais à 49,92 € / MWh (54,1 $ / MWh), en hausse de 20% (8,32 € / MWh) d’une année sur l’autre.
Indice des prix de l’énergie solaire P25 par pays européens
« Cet appétit des acheteurs crée rapidement un déséquilibre entre l’offre et la demande d’énergies renouvelables, car les développeurs ont du mal à suivre le rythme de la demande. »
« Je pense que le marché des PPA va continuer à augmenter », a déclaré Gregor McDonald, responsable du trading et des AAE chez European Energy AS. « Mais je ne pense pas qu’il s’agira d’une correspondance individuelle avec le marché de gros. De toute évidence, différentes conditions contractuelles doivent être prises en compte. »
Mais qu’est-ce que cela signifie pour les sources de revenus des producteurs, les producteurs d’électricité prévoient de vendre par le biais d’AAE et le pourcentage d’électricité échangée sur le marché au comptant?
Il n’y a pas de bonne ou de mauvaise réponse à cette question, « c’est une décision basée sur un portefeuille de projets appartenant à des développeurs individuels ou à des producteurs d’électricité indépendants (IPP), ce qui n’est pas un simple choix binaire compte tenu de la structure commerciale complexe de nombreux projets ».
En fin de compte, c’est une question de risque et d’attentes des actionnaires, et le même portefeuille ou actif peut prendre des décisions très différentes simplement en raison de la structure du capital qui les sous-tend. "
Grant a suggéré que si le propriétaire est une société d’infrastructure, un fonds de pension ou une société d’énergie renouvelable cotée en bourse, il peut être prudent d’éliminer le risque et de verrouiller un contrat d’AAE de trois à cinq ans.
« Ce seront des contrats premium, et avec les conditions actuelles du marché, la valeur de rachat peut être inférieure à celle des alternatives commerciales, mais c’est aussi un monde beaucoup moins risqué. »
Selon Pietro Radoia, analyste principal chez BNEF, l’appétit des investisseurs pour le risque commercial augmente, en partie en raison d’un décalage entre les attentes de vente et de retrait pour les PPA à long terme.
Cependant, pour les grandes institutions, les grandes sociétés énergétiques et les sociétés de négoce établies qui ont traditionnellement bénéficié des marchés commerciaux, un risque d’actif plus élevé est logique compte tenu de la capacité de ces institutions à monétiser efficacement leurs portefeuilles. Grant souscrit à ce point de vue.
Dans le même temps, Pexapark voit des défis croissants pour les accords d’AAE à long terme par les services publics, avec seulement une petite fraction de la récente flambée des prix de gros se traduisant par une meilleure tarification des PPA à mesure que les acheteurs ont commencé à fixer les prix des transactions. Y compris les coussins de risque extrêmes, « Nous nous attendons à ce que les niveaux de prix extrêmes au début de la courbe de liquidité actuelle se traduisent par une activité d’AAE plus importante et de plus courte durée. »
« En plus des prix de vente de gros plus élevés, les échéances de liquidité plus courtes exposent les acheteurs à moins de risques inattaquables, réduisant ainsi les coussins de risque et améliorant la concurrence entre les acheteurs. »
Bien sûr, il est peu probable que les gestionnaires de portefeuille soient pleinement engagés dans l’un ou l’autre, mais à tout moment, ils peuvent être influencés par des produits soutenus par le gouvernement, des AAE à prix fixe, des AAE flottants et une certaine composition du marché commercial. Grant a déclaré que les gestionnaires tiennent compte des niveaux de prix futurs et des événements géopolitiques lorsqu’ils décident de l’équilibre des investissements commerciaux.
En ce qui concerne les entreprises qui prennent, Grant a déclaré que les prix devraient recommencer à baisser l’année prochaine, et étant donné que ces entités sont peu susceptibles de verrouiller des contrats à long terme (trois à cinq ans, croit-il) aux prix actuels de l’électricité, avant de fixer les prix futurs En l’absence de consensus, l’industrie s’est tournée vers des AAE plus courts.
McDonald a noté que lorsqu’il s’agit de projets plus récents, « vous pouvez gagner de l’argent à l’avance avec plus de solutions de marché et de couverture qu’avec des AAE à long terme ».
Le marché de gros a bondi, mais les prix des PPA n’ont pas suivi le rythme, a déclaré McDonald. « Dans un marché plus liquide, si vous gagnez autant d’argent sur le marché de gros en cinq ans qu’en dix ans grâce à un PPA, alors le PPA n’a pas l’air aussi bon qu’il l’était. »
Le plus grand avantage d’entrer sur le marché de gros par rapport aux AAE est que vous pouvez négocier rapidement. McDonald a expliqué que si vous passez à un produit de charge de référence standardisé et que vous êtes en mesure de gérer le risque de prise, vous pouvez exécuter des transactions en quelques minutes, et l’heure de clôture du PPA est mensuelle, ce qui entrave vraiment le marché aujourd’hui.
D’autre part, LevelTen a déclaré: « Afin de rivaliser sur un marché de plus en plus concurrentiel, les acheteurs d’entreprise doivent bien comprendre leurs objectifs, être flexibles lors de la passation de contrats et conclure des transactions rapidement. »
En outre, les entités commerciales comme les supermarchés ou les centres de données peuvent vouloir verrouiller des contrats très longs de 10 à 15 ans avec des producteurs s’ils peuvent obtenir le bon prix.
« S’ils peuvent bloquer des contrats à 40-50 £ / MWh (59-66 $ / MWh), alors ce serait attrayant, mais ce serait un contrat bilatéral avec un seul producteur, pas sur le marché actuel mettre en œuvre une stratégie de couverture. »