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Les prix spot (du jour pour le lendemain) de l’électricité en France en janvier-février 2020 se sont établis en moyenne à 32,3 €/MWh en base et 39,5 €/MWh en pointe, en fort recul par rapport aux prix de janvier-février 2019. Ces derniers s’étaient en effet établis à 54,3€/MWh en base et 62,6 €/MWh en pointe. Cette baisse s’explique par celle de la consommation de 5,9 TWh en raison de températures au-dessus des normales cette année (+ 2,1° C) alors qu’elles étaient proches des normales l’an dernier. En cause également, la baisse des prix du charbon et du gaz ainsi qu’une production éolienne et hydraulique en hausse par rapport à janvier-février 2019. Pour les mêmes raisons, les prix spot allemands sont en net recul sur janvier-février 2020. Les prix se sont établis en moyenne à 28,7 €/MWh en base et 38,2 €/MWh en pointe, en baisse de respectivement 17,6 €/MWh et 17,2 €/MWh par rapport à ceux de janvier-février 2019. A noter, la production éolienne allemande sur février 2020 a dépassé les 20 TWh, dépassant de 4 TWh le précédent record mensuel.
Fin février 2020, les prix des contrats annuels français pour livraison en base et en pointe en 2021 cotaient respectivement à 42,0 €/MWh et à 52,7 €/MWh. Un an plus tôt, les prix à terme français de l’électricité pour livraison en base et en pointe en 2020 clôturaient le mois à 51,3 €/MWh et 66,2 €/MWh. Cette baisse des prix s’explique essentiellement par celle des prix du gaz et du charbon.
En janvier-février 2020, les prix spot du gaz sur le marché français se sont établis en moyenne à 10,2 €/MWh. Ce fort recul (- 10,0 €/MWh par rapport aux prix moyens de janvier-février 2019) traduit un équilibre offre-demande particulièrement « détendu » en Europe. Malgré une hausse de la production des centrales à cycle combiné gaz en raison de leur meilleure compétitivité face aux moyens charbon, les stocks européens se maintiennent à des niveaux historiquement hauts en raison de températures clémentes et d’arrivées massives de GNL en Europe. Ces dernières sont dues à une augmentation de l’offre mondiale, notamment américaine, alors que la croissance de la demande asiatique en GNL continue de s’essouffler.
Fin février 2020, le prix du Brent s’est établi à 50,5 $/bbl, en retrait de 15,5 $/bbl par rapport à fin février 2019. Après une hausse quasi-continue jusqu’en mai 2019, le prix a été principalement entraîné à la baisse par la perspective d'une offre abondante et d'une demande atone, dont le marché a guetté les signes de vigueur en surveillant notamment les avancées de l’accord commercial sino-américain.Tandis que la production américaine de pétrole de schiste a continué de croître toute l'année, l’OPEP et la Russie ont confirmé leur volonté de soutenir les cours par une réduction de production lors des sommets du 1er juillet et du 6 décembre. Ont été constatées quelques phases ponctuelles d'emballement des prix lors d'incidents au Moyen-Orient. Néanmoins, et malgré la signature de la phase 1 de l’accord commercial sino-américain le 15 janvier 2020, les prix du baril ont chuté à nouveau sur tout le début d’année 2020, plombés par les impacts sur la croissance et la demande en pétrole de la propagation de l’épidémie de coronavirus.
Le prix du charbon pour livraison en Europe en 2021 a terminé le mois de février 2020 à 57,0 $/t, en baisse de 23,7 $/t par rapport au prix de clôture fin février 2019 du contrat 2020. Hormis quelques épisodes de hausse liés à la réduction de la production des mines d’extraction (grèves, effondrements, contrôles accrus, inondations ou protestations environnementales), le prix du charbon a décru régulièrement sur l’année 2019, puis début 2020. Le prix élevé du CO2 couplé à un prix bas du gaz a favorisé en 2019 le recours aux moyens gaz pour la production d’électricité. La production d’électricité à partir de moyen charbon a ainsi reculé de près de 27 % en Europe en 2019 par rapport à 2018. Début janvier 2020, le prix a augmenté lorsque de fortes pluies ont rendu difficile l’extraction de charbon en Afrique du Sud et que l’Indonésie a annoncé réduire de 10 % ses exportations en 2020. Mais la tendance baissière a repris dès le milieu du mois de janvier, principalement sous l’effet de l’épidémie de coronavirus et les perspectives de croissance en baisse. Puis qu’elle impacte également la production domestique de charbon chinois, l’épidémie a ponctuellement joué à la hausse sur le cours, début février par exemple.
Le prix du certificat d’émission de CO2 pour livraison en décembre 2020 a clôturé le mois de février à 23,6 €/t. Il s’était établi à 22,1 €/t fin février 2019 pour livraison en décembre 2019. Le cours du CO2 a réagi tout au long de l’année 2019 aux différentes annonces en lien avec la fermeture de centrales au charbon allemandes et l’éventuelle annulation des quotas correspondants. Les rebondissements du Brexit ont également joué un rôle prépondérant sur le prix, générant une forte incertitude sur l’avenir des obligations des acteurs britanniques dans le système EU-ETS. Dans ce contexte, les enchères de quotas britanniques de 2019 avaient été suspendues. Après le vote du Brexit en décembre actant que les Britanniques participeraient à la restitution de 2020, le marché a donc surveillé début 2020 les annonces relatives à la remise aux enchères de ces quotas, craignant un afflux brutal de quotas en cas de mise aux enchères des volumes concentrée dans le temps. Affaiblis par l’impact sur la croissance de l’épidémie de coronavirus, les prix ont terminé le mois de février en baisse.
(1) Sur la base du périmètre et des taux de change au 01/01/2020 et d’hypothèses de production nucléaire France comprises entre 375 TWh et 390 TWh pour 2020.
(2) Somme des charges de personnel et des autres consommations externes. À périmètre, norme et taux de change comparables. À taux d’actualisation retraites constants. Hors variation des charges opérationnelles des activités de services.
(3) L’objectif intègre l’exécution de l’option de vente des titres CENG en 2020. La réalisation de l’opération est susceptible d’être différée à 2021 en fonction du calendrier d’obtention des autorisations réglementaires.
(4) Avec l’État engagé à opter pour un paiement en actions pour le solde 2019 et au titre de l’exercice 2020.
(5) Ajusté de la rémunération des emprunts hybrides comptabilisés en fonds propres.
