1. Les températures extérieures
La météo est un des influenceurs principaux des prix de l’énergie, en particulier à court terme car elle influe de manière non négligeable sur la consommation. Ainsi, lors de pics de froid, la forte utilisation du chauffage fait augmenter la consommation et donc les prix. On observe la même tendance lors de période de vague de chaleur avec l’utilisation de la climatisation.
C’est d’ailleurs sur la base des prévisions de Météo France que sont déterminés les journées PP1 et PP2 (périodes de Pointe 1 et 2) de forte consommation et donc de tension probable sur le réseau électrique.
A moyen terme, les prix en hiver sont naturellement plus élevés que les prix en été. Ils restent assez stables grâce à l’anticipation des fournisseurs sur la demande (stockage de gaz pour la période hivernale dès le 1er avril, maintenance des centrales nucléaires faites en été…).
Cependant, c’est seulement à court terme (10-15 jours maximum) que les prévisions sont fiables. Ainsi, la vague de froid de l’hiver 2012 a fait grimper le prix du gaz sur le marché spot français.
2. Le prix des autres énergies
Le prix du gaz et l’électricité sont influencés par les prix des autres énergies, en particulier le charbon et le pétrole.
- Raison historique : Depuis les années 60, le prix du gaz est indexé sur le prix du pétrole afin de le rendre plus compréhensible et attractif en s’appuyant sur un marché liquide existant. Cette tendance s’estompe peu à peu, le marché du gaz étant devenu mature.
- L’effet de substitution : Outre cette raison historique, l’influence des prix entre les différentes énergies est due à l’effet de substitution entre les énergies. Quand le prix d’une énergie augmente, une autre moins chère est utilisée par substitution si cela est possible, ce qui fait augmenter son prix à son tour.
On peut citer comme exemple le changement de combustible dans un délai assez bref des chaudières industrielles et des réseaux de chauffage urbain. Mais aussi l’utilisation variable des différentes unités des centrales thermiques : fioul, charbon ou gaz
- La dépendance entre énergies : l’électricité, en particulier, est dépendante des prix du gaz et du charbon. Cette dernière pouvant être produite par les centrales à gaz et à charbon particulièrement en période de pointe.
3. La disponibilité des infrastructures de production
Livraison, maintenance, incidents… les variations au niveau de l’offre impactent directement les prix, en particulier si les arrêts sont non programmés. Ainsi, fin 2016, la demande soudaine de l’ASN de la vérification des réacteurs nucléaires a fait bondir les prix de l’électricité à court terme. Ces derniers ont chuté début 2017 avec l’annonce de la remise en route de 8 réacteurs sur 12.
4. Le taux de change
Le taux de change EUR/USD impacte les prix des échanges. Ainsi pour l’achat de gaz en dollar, quand l’euro faiblit, il faut plus d’euro pour acheter un dollar, les prix sont alors plus élevés.
5. La situation macro-économique mondiale
Le prix de l’énergie est sensible à la situation économique d’un pays ou d’une zone économique. En effet, une conséquence de toute croissance économique est l’augmentation de la consommation en énergie. Celle-ci dépendant largement du niveau de vie des habitants. Ainsi, en 2012, la consommation mondiale d’énergie a augmenté de 1%, tirée par les pays en croissance ( +4% pour le Brésil, la Russie, l’Inde, la Chine et l’Afrique du sud), alors que l’UE en récession a vu sa consommation baisser de 0.5%.
6. La situation géopolitique mondiale
Les marchés sont également très sensibles à la stabilité politique mondiale. Des tensions entre les pays producteurs et consommateurs peuvent entraîner des tensions commerciales et une incertitude sur les marchés. Récemment, le retrait des USA de l’accord sur le nucléaire Iranien a créé une tension sur les marchés, l’Iran étant le 3ème producteur de pétrole de l’OPEP.
7. Le prix du carbone
Le système d’échange de quotas d’émission a été mis en place en 2005 par l’UE . Le secteur énergétique compte parmi les principaux secteurs soumis au dispositif avec en particulier les raffineries, les stations de compressions de gaz, les terminaux méthaniers et enfin les producteurs d’électricité possédant des centrales thermiques très émettrices (Charbon, Fioul, Gaz). A noter que le secteur électrique est le premier émetteur de gaz à effet de Serre : en 2016, il représentait 23% des émissions en France et 50% en Europe.
Les marchés de l’électricité et du gaz sont donc influencés par le prix des quotas CO2 sur le marché. Jusqu’en 2017, les prix étant bas, l’impact était minime. Depuis 2018, le prix des quotas a augmenté pour atteindre 16.26€/t en mai, un record non atteint depuis 7 ans. Cette hausse est due à la pauvreté de l’offre de certificats d’émissions et la réduction par l’Union européenne de la liste des industries bénéficiant d’une exonération de quotas.
Cette augmentation s’est faite ressentir sur les prix du gaz et de l’électricité et contribue à la hausse des prix observée depuis mars 2018.
Pour en savoir plus sur le prix du carbone
8. Le prix des CEE
Mis en place en 2006 en France, le dispositif certificats d’économies d’énergie (CEE) impose aux fournisseurs d’énergie appelés les « obligés » de réaliser des actions d’économies d’énergie. Des objectifs sont définis en fonction des volumes de ventes (25%) et du prix des énergies (75%). En fin de chaque période, les obligés doivent justifier l’accomplissement de leurs obligations par la détention d’un montant de CEE équivalent.
Ayant atteint son niveau le plus bas en août 2016, le prix des CEE sur le marché a commencé à augmenter à l’hiver 2016 pour atteindre 4.5€ en juin 2017. A l’annonce du décret signant la quatrième période de CEE (mai 2017), le marché a été largement redynamisé, les fournisseurs d’énergie cherchant à prendre de l’avance pour remplir leur future obligation. Cette dynamique devrait se stabiliser sur l’année 2018.
Ce dispositif a un coût que les fournisseurs reportent sur la facture de leurs clients. Précisons que cela a un impact uniquement pour les sites tertiaires, les consommations industrielles étant exonérées du dispositif.
9. Le prix des Garanties d’Origine pour les offres « vertes »
Physiquement, sur le réseau, il est impossible de déterminer la provenance du gaz ou de l’électricité que l’on consomme. Pour proposer une offre verte, depuis 2001, les fournisseurs passent par le système des garanties d’origine (GO).
Le prix des GO varie en fonction du type de production d’énergie renouvelable employé et de l’état de l’offre et de la demande. Plus la production, et donc le nombre de certificats émis, est élevée, plus le coût des certificats est faible.
Actuellement, la forte hausse de la demande des entreprises et collectivités influe les prix à la hausse (+45%/an entre 2013 et 2017 pour les GO françaises). Ainsi, Ikéa, Apple, Coca cola ou encore crédit Agricole se sont engagées à consommer 100% vert.
10. Un driver spécifique au marché de l’électricité : le coût du marché de capacité
L’électricité n’étant pas stockable, pour pouvoir garantir la sécurité d’approvisionnement, le mécanisme de capacité a été mis en place en 2017. Les fournisseurs d’électricité doivent prouver qu’ils disposent de suffisamment de moyens de production pour satisfaire les besoins en énergie de leurs clients pendant les périodes de forte consommation grâce à l’achat de « garanties capacité » vendus par les producteurs.
Les fournisseurs répercutent le coût de ce mécanisme au consommateur final.
- Pour les sites avec une puissance inférieure à 250 kVA, le surcoût par client est déterminé selon le profil de consommation.
- Pour les sites avec une puissance supérieure à 250 kVA et donc télérelevés, le consommateur paie pour son obligation réelle, selon sa consommation pendant ces périodes de forte consommation.
En 2018, le coût lié à l’obligation de capacité est de 1,75 à 2,5€/MWh pour les C5 (hors éclairage public, entre 0,7 et 1€/MWh) et entre 1 et 2 €/MWh pour les sites C3 et C4. Il est souvent dispatché par cadran horosaisonnier afin de refléter la logique du mécanisme qui doit permettre de favoriser les consommations en dehors des pics de consommation.
Ainsi, pour les C4, il est souvent appliqué aux consommations en Heure Pleine Hiver (HPH) et Heure creuse hiver (HCH). Pour les C1 à C3, il est appliqué en HPH et en pointe, avec un coût souvent plus élevé en pointe.
Pour en savoir plus sur le Marché de capacité
11. Un driver spécifique au marché du gaz : le coût du stockage et l’état des stocks
Contrairement à l’électricité, le gaz est stockable. Cette propriété a un rôle stratégique car elle permet de pallier les défaillances techniques des zones de production et de gérer l’approvisionnement qui varie beaucoup selon les saisons. L’équilibrage de l’offre et la demande se fait ainsi à un coût avantageux : Les réservoirs sont remplis pendant les mois de sous-consommation (en été) et vidés lors des pics de consommation en hiver lorsque les prix sont élevés.
Cela permet également une optimisation des moyens de production puisque les pics sont passés grâce aux stocks disponibles et non, comme pour l’électricité, grâce à des centrales au charbon ou au gaz coûteuses.
Le stockage influe sur le prix du gaz tout d’abord parce qu’il a un coût : Depuis le 1er avril 2018 et la réforme de stockage du gaz, ce coût est couvert par des enchères auprès des fournisseurs, et le manque à gagner est compensé par un nouveau terme dans la partie transport de la facture de gaz . En fonction de l’évolution du prix des enchères et du stockage, le prix du gaz est amené à évoluer.
Ensuite, c’est également l’état des stocks qui influence les prix sur le marché. En effet, en cas de niveau anormalement bas pour la saison ou encore de retard dans le programme de remplissage au printemps (mai 2018), l’inquiétude pour la sécurité d’approvisionnement tend le marché.
