ATOO Energie vous dévoile son point hebdo sur le marché de l’énergie en date du 25 août 2023. Dans cet article, découvrez les faits marquants des derniers jours, ainsi que l’évolution des marchés de l’électricité et du gaz naturel. Enfin, nous partageons avec vous, deux articles de presse pour tout savoir sur le secteur de l’énergie.
Que s'est-il passé la semaine dernière ?
Les centrales à charbon françaises pourront fonctionner l’hiver prochain
Pour éviter une pénurie électrique pendant l’hiver, le ministère de la Transition écologique justifie la prolongation jusqu’à fin 2024 de l’activité des deux dernières centrales à charbon françaises, situées à Cordemais (Loire-Atlantique) et Saint-Avold (Moselle). Bien qu’elles étaient censées cesser leur fonctionnement l’année précédente, elles ont obtenu en 2022 une autorisation pour rester opérationnelles afin de pallier une carence d’électricité. Cette décision avait été motivée par l’arrêt d’une partie du parc nucléaire français à cause des problèmes de corrosion sur certains réacteurs, mais aussi par la réduction des importations de gaz russe due à la situation en Ukraine.
Le ministère anticipe un niveau de tension moindre l’hiver prochain, mais préfère prendre des mesures préventives pour garantir la production électrique.
Pour mettre en œuvre cette décision, des assouplissements temporaires des normes d’émissions de gaz à effet de serre seront accordés aux deux sites. Conformément à la loi Climat, le plafond d’émissions pour les producteurs d’énergie passe désormais à « 1,8 kilotonne d’équivalents dioxyde de carbone par mégawatt de puissance électrique installée entre le 1er avril 2023 et le 31 décembre 2024 ». Ce décret autorise ainsi les centrales à fonctionner pendant 500 heures de plus que le plafond initial de 1 300 heures jusqu’à fin 2024.
Ce nouveau plafond de 1 800 heures correspond à 75 jours de production continue. L’hiver dernier, les centrales à charbon avaient obtenu l’autorisation de fonctionner pendant 2 500 heures, soit 104 jours consécutifs. Néanmoins, leur contribution à la production électrique française avait été de seulement 0,6 %.
Parallèlement, ces centrales devront désormais payer davantage pour compenser leurs émissions. Ainsi, selon le même décret, chaque tonne d’équivalent CO2 émis leur coûtera à présent 50 €/t au lieu de 40 €/t.
Tricastin 1 : premier réacteur nucléaire prolongé jusqu’à 50 ans
L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) a rendu public un avis favorable le 21 août 2023 concernant la prolongation de dix ans de l’exploitation du réacteur numéro 1 de la centrale de Tricastin (Drôme). Entré en service à la fin de l’année 1980, ce réacteur avait été le premier en France à subir sa quatrième visite décennale en 2019.
Il s’agit du premier réacteur du parc nucléaire français à recevoir une décision d’extension après environ 40 ans de fonctionnement. En 2021, l’ASN avait déjà approuvé l’extension d’au moins 50 ans pour les 32 réacteurs de 900 MW, les premiers à être mis en service en France entre 1979 et 1985.
Le réacteur 1 du Tricastin avait été le premier de sa génération à passer sa quatrième visite décennale en 2019, bien qu’il ne fût pas le premier à être mis en service. Les réacteurs 2, 3 et 4 de la centrale de Bugey, qui ont été mis en service dès 1979, devraient logiquement être les prochains à obtenir leur propre prolongation, à moins d’imprévus.
Cette prolongation a été rendue possible grâce au programme de « grand carénage » d’EDF, lancé en 2014 pour rénover et sécuriser le parc nucléaire français, avec un coût estimé à environ 66 milliards d’euros.
Nicolas Mounier, expert en nucléaire, explique que le délai de quatre ans entre la visite de 2019 et l’avis de prolongation s’explique par des prescriptions génériques qui ne contenaient pas les détails spécifiques au réacteur en question. De plus, une enquête publique a été menée avant la formulation des prescriptions particulières.
Focus sur le marché du gaz naturel
Les prix spot du gaz naturel ont augmenté la semaine dernière, clôturant à 34,882 €/MWh le vendredi 25 août.
Après avoir augmenté en début de semaine, les PEG CAL-24 et CAL-25 sont finalement repartis à la baisse, traitant respectivement à 51,086 €/MWh et 45,018 €/MWh le vendredi 25 août. Depuis le vendredi 18 août, les PEG CAL-24 et CAL-25 ont donc respectivement baissé de 5,19% et de 4,06%.
Les prix du gaz ont augmenté en début de semaine, en raison de l’offre norvégienne actuellement affaiblie à cause des travaux de maintenance, mais aussi de l’incertitude concernant l’offre australienne de GNL causée par des préavis de grève. Finalement, les prix sont repartis à la baisse dès jeudi, suite à la conclusion d’un accord de principe avec les syndicats de la plus grande usine de GNL d’Australie. D’autre part, les stocks de gaz sont déjà remplis à 90%, bien avant l’échéance du 1er novembre. Enfin le GNL continue d’arriver alors que la demande de gaz reste faible.
Focus sur le marché de l'électricité
La semaine dernière, les prix spot de l’électricité sont repartis à la hausse, clôturant à 111,08 €/MWh le vendredi 25 août.
Tout comme les prix futurs du gaz, après avoir augmenté en début de semaine, les CAL-24 et CAL-25 ont baissé. Ils traitaient respectivement à 154,94 et 136,88 le vendredi 25 août, soit une baisse de 4,11% pour le CAL-24 et de 2,07% pour le CAL-25 depuis le vendredi 18 août.
La vague de chaleur qui s’est installée en Europe, ainsi que les coûts élevés du gaz et la baisse de la production éolienne ont entraîné une hausse des prix spot de l’électricité. Simultanément, les prix futurs ont aussi progressé en début de semaine en accord avec les prix du gaz, avant de repartir à la baisse en fin de semaine.
De leurs côtés, les coûts du charbon ont également suivi la trajectoire des prix du gaz.
Enfin, les prix des émissions de CO2 ont une fois de plus connu une augmentation, sans qu’aucune cause évidente en soit à l’origine. Ils ont ainsi atteint leur niveau le plus élevé à la clôture depuis fin juillet 2023, soit 89,87 €/t.
Vu dans la presse
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