​Les TRV gaz fixés jusqu’à fin juin 2019

Les marchés de l’électricité sont devenus difficiles à lire ces derniers mois. Entre COVID et planning de maintenance des centrales nucléaires, les mouvements de prix sont violents et inattendus. Nous avons interviewé Arthur Boidevezi, Responsable Trading et Analyse de marché chez BCM Energy/Planète Oui afin d’en savoir plus. 

 

Rentrons tout de suite dans le vif du sujet. Nous avons eu plusieurs révisions du planning de maintenance des centrales sur fin 2020-2021 durant les dernières semaines, où en sommes-nous par rapport aux objectifs de production publiés mi-avril? 

 

Les objectifs de production publiés mi-avril de 300 TWh pour 2020 sont cohérents avec les dernières disponibilités publiées. Nous voyons une production à peine inférieure à 300TWh avec nos modèles sur 2020, avec les disponibilités prévues actuellement. 

 

La question reste ouverte sur la disponibilité réelle pendant Q3 et Q4. L’opérateur arrivera-t-il à jongler entre ce planning et les indisponibilités fortuites afin de produire effectivement ces 300TWh ?

 

Toujours sur la baisse de disponibilité des centrales nucléaires, pensez-vous qu’elle est majoritairement liée à la désorganisation des maintenances liée au COVID ou les arbitrages économiques (économies de combustible...) jouent un rôle important? 

 

La baisse de production prévue est principalement due à la baisse de disponibilité des centrales, liée à la réorganisation des maintenances. 

 

Les économies de combustible quant à elles sont en partie dues aux prix très faibles, observés pendant le confinement et potentiellement durant les périodes creuses à venir. Cependant, le plus gros découle des réorganisations du planning de maintenance et de la nécessité pour certains groupes de rester en ligne plus longtemps avec le même chargement de combustible. 

 

Des arrêts vont devoir être planifiés et décalés en fonction d’arbitrages technico-économiques et afin d’assurer la sécurité du réseau. Ces deux causes sont bien sûr très fortement corrélées, les tensions dans l’équilibre du réseau ayant tendance à pousser les prix vers le haut.

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Depuis le 7 mai, il existe une différence de prix positive entre le contrat Q4 2020 avec une livraison physique et le même contrat avec une livraison financière. Comment s’explique-t-elle? On avance des contraintes dans la trésorerie des acteurs mais il y a-t-il vraiment que cela? 

Cet écart peut sembler contre-intuitif, une des explications peut être le risque de ne pas être livré en physique à 100% en cas de pic de prix. Dans ce cas de figure, le risque existe de devoir acheter en intraday ou aux écarts avec une limite de prix à 10000€/MWh et non plus 3000€/MWh comme au spot. Cet effet est  aussi probablement accentué par le manque de liquidité du marché français. En effet, il n'y a que peu de vendeurs physiques actuellement, donc si certains acteurs sont obligés d'acheter, ils n’ont d’autres choix que de payer le premium pour y arriver.

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RTE avait identifié des risques pour la sécurité d'approvisionnement à l’hiver 2020-2021 dans son dernier bilan prévisionnel. Au vu de la situation actuelle, est-ce que ces risques sont-devenus plus “probables”?
 

Le risque est réel pour l’hiver 2020-2021, la disponibilité prévisionnelle des centrales nucléaires est faible, ce qui n’est pas très encourageant. D’un autre côté, on pourrait arguer que la consommation risque d’être diminuée également avec la crise économique liée au COVID en France mais également chez ses voisins européens.

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Mais cet impact, hors seconde vague épidémique pendant l’hiver, ne devrait pas compenser la baisse de disponibilité nucléaire. Il est donc probable que la situation soit plus tendue que ce qui était prévu auparavant.

 

L’incertitude reste forte sur tous les points précités : Va-t-on avoir de bonnes ou de mauvaises surprises côté disponibilité nucléaire ? Quelle sera l’évolution de la pandémie d’ici là ? Aura-t-on un traitement ou un vaccin ? Une deuxième vague ? De nouveaux confinements ? Va-t-il y avoir un redémarrage de l’économie rapide ou alors une longue crise ?

 

Quels sont pour vous les perspectives pour les prix du Q4 20 et Q1 21? Que conseilleriez-vous à un acteur encore non couvert sur ces périodes? 

 

Les prix du Q4 20 et du Q1 21 ont fortement évolués suite aux différentes nouvelles. D’abord une forte baisse liée à la crise anticipée, due à la pandémie, puis une forte hausse avec les publications d’EDF sur la disponibilité nucléaire réduite. Il est aujourd’hui compliqué de savoir comment la situation va se décanter.

 

Une chose est sûre cependant, l’incertitude est forte et tout peut arriver : un hiver doux avec une seconde vague de la pandémie amènerait des prix faibles bien en dessous des prix actuels. A l’inverse une reprise forte de l’économie avec la découverte d’un traitement par exemple couplée à une vague de froid pourrait amener à des pics de prix. Le reste du complexe énergétique (gaz,charbon,etc.) étant à des niveaux bas, le risque est vraiment lié à des pics de prix sur les heures de pointe. Le plus sage serait probablement de commencer à se couvrir petit à petit de manière à limiter ces risques.