Tendances gaz naturel

 

Les prix PEG du gaz sur l’EEX continuent leur descente. Entre le 3 et le 6 mars, ils passent de 36,57 €/MWh à 31,98 €/MWh. Ils remontent cependant à 33,21 €/MWh le lendemain, pour le 7 mars. Cette semaine commence avec un prix à 34,32 €/MWh.

 

L’élimination progressive du gaz russe modifie profondément l’équilibre du marché énergétique européen. En réduisant ses importations de 45 % depuis 2022, l’UE s’est tournée vers le GNL, principalement américain, mais cette transition a un coût : une plus grande exposition à la volatilité des prix et une dépendance accrue aux infrastructures de regazéification. Un arrêt total des importations de gaz russe impliquerait une pression supplémentaire sur les capacités de stockage et les flux d’approvisionnement, rendant l’Europe plus vulnérable aux tensions géopolitiques et aux aléas climatiques. 

À court terme, cela pourrait se traduire par des hausses de prix, notamment en hiver. À long terme, la compétitivité des industries européennes pourrait être affectée si l’approvisionnement en énergie devient plus coûteux que pour leurs concurrents internationaux. Enfin, la diversification rapide des sources nécessite des investissements massifs, avec un risque de déséquilibre entre offre et demande lors des pics de consommation.

 


 

Tendances électricité 

 

Les prix de l’électricité sur l’EEX suivent ceux du gaz. Ils passent du 3 mars à 63,48 €/MWh au 4 mars à 61,93 €/MWh. Le chiffre reste ensuite stable, toujours en dessous des 62 €/MWh, pour remonter à 63,30 €/MWh le 7 mars. Le 10 mars le prix reste stable à 63,49 €/MWh.

 

La révision de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE) réduit les ambitions pour le solaire et l’hydrogène. Cette réduction risque d’entraîner une moindre diversification du mix énergétique et une dépendance accrue au nucléaire et à l’éolien. Avec un objectif solaire abaissé à 54 GW d'ici à 2030 et une baisse du soutien au photovoltaïque en toiture, le rythme de développement des projets pourrait ralentir, accentuant la pression sur les autres sources de production.  

Concernant l’hydrogène, la réduction des objectifs d’électrolyseurs à 4,5 GW en 2030 limitera la capacité de stockage et de flexibilité du réseau. Par ailleurs, le maintien de l’objectif de 360 TWh de production nucléaire suppose un parc pleinement opérationnel. Toute défaillance ou arrêt forcé accentuerait la tension sur le marché, avec des risques de prix volatils et une exposition aux importations. Enfin, la consommation d’électricité pourrait ne pas atteindre les prévisions, compliquant l’équilibre économique des investissements énergétiques.

 

 

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Yann Gudin

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