Prix PEG Gaz 2024 : Cours du gaz, prix du MWh en temps réel

Les contrats "M+1" pour l'indice PEG Gaz font référence à des contrats pour lesquels le prix du gaz est indexé sur les cotations du PEG pour le mois suivant, désigné plus communément par le terme "Month Ahead" (Mois Suivant).

Le prix PEG Gaz pour les contrats M+1 reflète les mouvements de prix sur le marché de gros du gaz naturel pour la livraison le mois suivant, ce qui est directement transmis au consommateur sous la forme du prix du gaz qu'il paiera. Les particuliers et les entreprises doivent évaluer s'ils sont prêts à accepter les fluctuations des prix du marché lorsqu'ils optent pour de tels contrats.

Voici ce que cela implique pour l'acheteur :

• Les contrats M+1 permettent aux clients d'acheter du gaz à un prix qui est déterminé par la moyenne des prix sur le marché du PEG pour le mois suivant.
• Les contrats M+1 offrent au client une visibilité sur le prix de leur gaz pour le mois à venir, ce qui peut être particulièrement utile pour la planification budgétaire.
• Ces contrats M+1 peuvent offrir plus de flexibilité que les contrats à prix fixe sur long terme, étant donné qu'ils peuvent bénéficier des baisses de prix sur les marchés de gros.
• Cependant, cela signifie aussi que le consommateur est soumis à la volatilité des prix du marché, qui peut être influencée par de nombreux facteurs, tels que les conditions météorologiques, la politique, l'économie et d'autres événements géopolitiques.

Les contrats PEG Gaz "Q+1" pour le gaz se réfèrent à des contrats de fourniture de gaz naturel dont le prix est basé sur l'indice du PEG pour le trimestre suivant, "Quarter Ahead" (trimestre suivant) en anglais.

Dans de tels contrats, les paramètres de prix sont fixés sur la base des cotations du marché PEG pour le trimestre à venir, autrement dit, la période de trois mois suivant celle en cours. 

Voici quelques points clés à propos des contrats Q+1 :

• Stabilité des Prix : Les contrats Q+1 offrent une certaine stabilité pour le consommateur car ils permettent de figer le prix sur une période de trois mois. Cela réduit l'exposition aux fluctuations de prix mensuelles, ce qui peut être avantageux pour le budget et la planification financière.
• Planification Budgétaire : Ce type de contrat peut aider les particuliers et les entreprises à mieux planifier leurs dépenses énergétiques en offrant une visibilité sur les prix pour une durée plus longue que les contrats mensuels.
• Volatilité : Les clients sous contrats Q+1 sont moins exposés aux variations de prix à court terme, mais doivent tout de même prendre en compte la volatilité inhérente aux marchés de gros, qui peut être influencée par divers facteurs macroéconomiques et géopolitiques.
• Adaptabilité aux Marchés : Les contrats Q+1 sont plus adaptés aux clients qui recherchent un compromis entre le risque des contrats indexés à très court terme (comme les contrats M+1) et l'engagement potentiellement plus long sur les prix fixes.

Il est conseillé aux consommateurs qui envisagent un contrat Q+1 de s'informer auprès de leur fournisseur sur les modalités précises, l'historique des prix PEG et la manière dont le prix pour le trimestre suivant est calculé et révisé, afin de comprendre pleinement leur facturation et les risques associés.

Le Prix PEG Gaz pour les contrats Y+1 fait référence au tarif du gaz naturel basé sur les indices de prix au Point d'Échange de Gaz (PEG) pour l'année suivante. Dans le contexte des contrats de fourniture de gaz, "Y+1" signifie "Year Ahead", ou "année suivante" en français.

Pour les consommateurs, cela implique que les prix du gaz naturel pour leur contrat sont indexés sur les prévisions de prix à long terme sur le marché du PEG, et non sur les fluctuations à court terme. Cela permet une certaine sécurité de prix pour toute l'année qui suit, donnant aux clients la capacité de mieux anticiper leurs coûts en matière de gaz naturel sur une période plus étendue.

Les contrats Y+1 sont particulièrement adaptés pour les clients qui souhaitent se protéger contre les variations de prix imprévues et qui préfèrent une approche de gestion du risque à plus long terme. Cependant, ces contrats requièrent également une analyse attentive du marché et des tendances pour s'assurer que le prix fixé pour l'année suivante est compétitif et avantageux.

Impact de la stabilisation des flux de gaz russe

En 2023, l’Europe a maintenu une faible dépendance au gaz russe, conséquence des sanctions et des réductions de flux déjà amorcées en 2022. Les importations en provenance de Russie sont restées à des niveaux historiquement bas. Cette situation a forcé les pays européens à s’adapter rapidement et à diversifier leurs sources d’approvisionnement en gaz pour compenser la perte de cette ressource majeure.

Le recours au GNL a joué un rôle central dans la stabilisation du marché, tout comme les importations en provenance de la Norvège, qui ont assuré une partie importante des besoins européens. En s'appuyant sur ces nouvelles sources d'approvisionnement, les pays européens ont pu éviter des pénuries majeures, tout en maintenant une relative stabilité des prix sur les marchés nationaux.

Augmentation continue des importations de Gaz Naturel Liquéfié (GNL)

En 2023, le GNL est devenu une composante clé des importations de gaz de la France, représentant 52% de l'approvisionnement total. Cette augmentation est en partie due à la réorganisation des flux de gaz dans toute l'Europe, avec une réduction notable des importations via les gazoducs traditionnels. L'adaptation des infrastructures de regazéification a permis d'absorber cette hausse des volumes de GNL.

Les importations de gaz par gazoduc, quant à elles, ont chuté à 48%, marquant un changement significatif dans la structure d’approvisionnement. Les États-Unis se sont imposés comme le principal fournisseur de GNL pour la France, représentant 41% des importations, suivis par d'autres fournisseurs comme le Qatar. Cette diversification a renforcé la résilience du marché européen face aux aléas géopolitiques.

Fluctuations des prix et leurs déterminants

En 2023, les fluctuations des prix ont été influencées par des multiples facteurs, notamment la météo et les perturbations liées aux infrastructures gazières. Le PEG day-ahead a atteint son niveau le plus bas à 22 €/MWh en juin 2023, après avoir connu une baisse continue en début d’année. Bien que ces prix soient inférieurs à ceux de 2022, ils restent au-dessus des niveaux pré-crise.

L'évolution des prix a également été marquée par des pics temporaires, liés principalement à des interruptions des infrastructures gazières en Norvège et à une demande accrue en période hivernale. Toutefois, la capacité de stockage élevée et les importations régulières de GNL ont permis de stabiliser les prix sur le marché PEG.

Effet des conditions climatiques et des infrastructures gazières

Les conditions climatiques douces en 2023, notamment un hiver plus clément que prévu, ont réduit la demande en gaz pour le chauffage. Cette diminution de la demande a été un facteur majeur contribuant à la stabilisation des prix sur les marchés européens du gaz. En parallèle, les températures clémentes ont également réduit les pressions sur les infrastructures de distribution du gaz.

Cependant, certaines interruptions des infrastructures gazières en Norvège, notamment liées à des opérations de maintenance, ont provoqué des hausses de prix ponctuelles. Ces hausses ont été rapidement absorbées grâce à l'augmentation des capacités de stockage et à l'approvisionnement constant en GNL, évitant ainsi des déséquilibres prolongés sur le marché.

Stratégie d'approvisionnement au niveau européen

En 2023, l’Europe a poursuivi sa stratégie de diversification des sources d’approvisionnement en gaz. Le GNL, principalement en provenance des États-Unis, a continué de jouer un rôle clé, représentant une part importante des importations. Cette stratégie a permis de garantir une sécurité énergétique accrue pour l’ensemble du continent européen.

Avec la France jouant un rôle central en tant que hub d'importation, les infrastructures de regazéification ont permis d’assurer une continuité d'approvisionnement, même en cas de perturbations des flux. La politique de remplissage des stocks de gaz a également permis d'aborder l'hiver 2023-2024 avec un niveau de préparation optimal.

Disparité des prix au sein de l'Europe

En 2023, les écarts de prix entre les différents points d’échange en Europe se sont réduits, reflétant une meilleure coordination entre les infrastructures de transport et de stockage. En France, le prix moyen du contrat PEG day-ahead s’est stabilisé à 38,8 €/MWh, proche des prix observés dans d'autres marchés européens, notamment le TTF aux Pays-Bas.

Cette convergence des prix s'explique par une meilleure coordination des flux d'énergie entre les pays européens, ainsi que par une utilisation plus efficace des infrastructures de transport et de stockage. Cela a permis de garantir une stabilité des prix, même dans des régions traditionnellement sujettes à des fluctuations importantes.

Stockages de gaz

En novembre 2023, les niveaux de stockage de gaz en France étaient remplis à 99,8%, garantissant une sécurité d'approvisionnement pour l'hiver. Cette gestion proactive des stocks a permis de réduire les risques de hausses soudaines des prix en cas de forte demande hivernale.

La politique de remplissage des stocks a été soutenue par les importations régulières de GNL, assurant ainsi une stabilité des prix même en période de forte demande. Ce niveau élevé de stockage a renforcé la résilience du système énergétique français face aux incertitudes liées à l’approvisionnement en gaz.

Diminution de la consommation de gaz

En 2023, la consommation de gaz en France a baissé de 13% par rapport à l’année précédente, reflétant des efforts soutenus pour réduire la consommation énergétique, ainsi que des températures plus douces. Cette baisse a joué un rôle important dans la stabilisation des prix sur le marché du gaz.

La réduction de la demande a également été favorisée par des politiques incitant à une utilisation plus rationnelle du gaz. Cela a permis de limiter les tensions sur le marché, tout en garantissant un approvisionnement suffisant pour répondre aux besoins essentiels, notamment pendant l’hiver.

Rééquilibrage des flux

En 2023, les flux de gaz en Europe ont changé, avec une plus grande dépendance au GNL. La France est devenue un acteur clé dans la redistribution du gaz vers d'autres pays européens, en raison de ses capacités de regazéification. Les flux sud-nord ont augmenté, inversant les flux traditionnels nord-sud. Cela a permis à la France de jouer un rôle crucial dans l'approvisionnement énergétique de l'Europe.

Ce rééquilibrage des flux a permis de renforcer la sécurité d'approvisionnement pour de nombreux pays européens. En même temps, il a favorisé une plus grande résilience des infrastructures, permettant une meilleure gestion des pics de demande et une réduction des dépendances aux sources de gaz géopolitiquement sensibles.

Coûts du mécanisme du spread localisé

Le mécanisme du spread localisé a été déclenché à plusieurs reprises en 2023 pour gérer les congestions sur le réseau gazier français. Ce mécanisme permet de redistribuer le gaz d'une région à une autre en cas de déséquilibre entre l'offre et la demande, garantissant ainsi une disponibilité constante du gaz.

En 2023-2024, les coûts associés à ce mécanisme ont chuté de manière significative, passant de 54,6 M€ à 9,6 M€. Cette baisse s'explique par une gestion plus efficace des flux de gaz et des capacités de stockage plus élevées, réduisant ainsi la nécessité d’interventions coûteuses.

Augmentation des volumes échangés

En 2023, les volumes échangés sur le marché de gros du gaz ont augmenté de 33% par rapport à 2022, reflétant l’importance croissante du GNL dans les approvisionnements français. Cette augmentation des échanges a permis de renforcer la sécurité d'approvisionnement en Europe.

L’augmentation des volumes échangés sur le marché a également contribué à la stabilité des prix, en assurant un équilibre constant entre l’offre et la demande. Cela a été rendu possible grâce à la montée en puissance des infrastructures de regazéification, notamment en France, permettant d’absorber les fluctuations des flux internationaux.

Impact de la diminution des flux de gaz russe

L'approvisionnement en gaz de l'Europe a subi un changement drastique en 2022 due à une baisse de 50% des flux de gaz russe par rapport à l'année antérieure. Alors que ces importations constituaient auparavant la première source d'approvisionnement avec 33% des importations totales, la part du gaz russe est tombée à seulement 18% en 2022. 

Cette chute a provoqué une hausse notable des prix du gaz en Europe, amorcée par des tensions géopolitiques et la diversité des approvisionnements.

Augmentation des importations de Gaz Naturel Liquéfié (GNL)

Pour compenser la réduction de l'approvisionnement russe, l'Europe a massivement augmenté ses importations de GNL, qui ont doublé en 2022 pour représenter 36% de l'approvisionnement total en gaz. 

La Norvège a maintenu un niveau de fourniture stable représentant 33% des importations européennes, tandis que l'Afrique du Nord et l'Azerbaïdjan en constituaient respectivement 10% et 3%.

Fluctuations des prix et leur déterminant

Les marchés européens du gaz ont vu un pic dans les prix, déclenché par l'invasion de l'Ukraine par la Russie fin février 2022. Les prix du gaz ont alors fortement grimpé, atteignant une somme historiquement haute avant de redescendre en réaction à un afflux conséquent de GNL vers l'Europe. Ce pic de prix a connu un point culminant le 26 août 2022, où le contrat PEG front-month a été valorisé à 244 €/MWh. 

Toutefois, les prix ont connu une dégressivité vers la fin de l'année grâce à un niveau satisfaisant de remplissage des stockages européens et des discussions au sujet de l'introduction de plafonds de prix sur le gaz à l'échelle européenne.

Effet de la sécheresse et des infrastructures gazières

Les prix ont aussi été affectés par des facteurs logistiques et climatiques, notamment les réductions progressives de la capacité du gazoduc Nord Stream qui assurait la moitié des exportations russes vers l'Europe en 2021. 

La tendance haussière des prix était soutenue autant par des limitations opérationnelles des installations gazières norvégiennes que par une sécheresse impactant la production hydroélectrique européenne.

Réponse européenne et stratégie d'approvisionnement

Face à la crainte de pénuries, l'Europe a renforcé son dispositif d'approvisionnement par des mandats confiés à des entités telles que le gestionnaire de la zone de marché Trading Hub Europe en Allemagne, chargeant explicitement ces acteurs de l'acquisition de gaz pour remplir les réserves. 

La campagne d’injection active menée en Europe a permis d'atteindre les objectifs fixés avant l'hiver, démontrant une résilience singulière du continent malgré les perturbations majeures dans l'approvisionnement traditionnel.

Disparité des prix au sein de l'Europe

Les fluctuations des prix du gaz ont révélé des écarts significatifs entre les différents points d'échange en Europe, avec des prix plus élevés dans les pays fortement dépendant du gaz russe. Le prix moyen du contrat PEG day-ahead, à 98,1 €/MWh, était plus que du double de celui de 2021 qui était de 46,5 €/MWh. 

Cette disparité souligne les défis et les opportunités pour l'optimisation des réseaux d'énergie et la coordination européenne face aux crises énergétiques.

Sensibilité accrue du marché PEG

En 2021, le marché PEG a connu des mouvements de prix prononcés sous l'influence d'une sensibilité exacerbée aux nouvelles relatives à l'approvisionnement européen en gaz, en particulier les importations depuis la Russie.

Cette mouvance a été héritée d'une année 2020 où les conditions pandémiques avaient conduit à des prix moyennement annuels peu élevés, à hauteur de seulement 9,3 €/MWh pour le PEG day-ahead.

Impact de la vague de froid et du GNL asiatique sur le PEG

Le début de 2021 a démarré avec une faible réception du Gaz Naturel Liquéfié (GNL) par l'Europe, confrontée simultanément à une demande accrue en Asie causée par une vague de froid exceptionnelle. 

La tension sur le marché du GNL a entraîné une importante sollicitation des réserves en Europe et provoqué une montée du prix month-ahead au PEG, qui a atteint un pic de 21,9 €/MWh le 12 janvier 2021, une valeur restant substantiellement inférieure aux tarifs asiatiques de plus de 85 €/MWh.

Facteurs influençant l'augmentation continue des prix du gaz

Le maintien d'un niveau de remplissage des stocks modeste tout au long de l'année a alimenté une élévation continue dans le coût du gaz.

Les faibles températures du printemps, le ralentissement des approvisionnements de gaz par Gazprom, et la perceptibilité d'une conduite non commerciale de la part de ce fournisseur durant l'été, ont exacerbé l'augmentation des prix et soulevé des préoccupations quant à des risques de pénurie pour la saison hivernale 2021/2022.

Concurrence entre l'Europe et l'Asie pour le GNL

L'Europe et l'Asie ont été engagées durant l'année dans une compétition vigoureuse pour obtenir des chargements de GNL, engrangeant une hausse continue du prix de cette ressource. 

Le marché global du gaz est demeuré sous tension, en partie due à une demande asiatique forte en GNL, des exportations réduites de gaz russe vers l'Europe, des incidents impactant les infrastructures gazières, et un recours accru au gaz pour la production d'énergie thermique, en remplacement du charbon.

Volatilité record en fin d'année 2021

Avec des niveaux bas de stockage de gaz en Europe à l'approche de l'hiver 2021-2022, une inquiétude notable a émergé sur le marché à l'égard des approvisionnements futurs. Cette préoccupation a été atténuée en France grâce à la réforme de 2018 visant à réguler les stockages de gaz. 

Les prix européens ont fortement grimpé vers la fin de 2021, avec un premier pic notable au PEG, le day-ahead, à 114 €/MWh le 5 octobre. 

La période a été marquée par une très forte volatilité et une sensibilité aiguë aux annonces politiques relatives aux approvisionnements. La mise en opération du gazoduc Nord Stream 2 et les communications successives du gouvernement russe sur l'exportation de gaz vers l'Europe, ont créé d'importants mouvements tarifaires. 

Dans ce climat de volatilité et de redoutes d'une pénurie hivernale, les cotations du PEG day-ahead ont connu des sommets à la fin de l'année, notamment avec un tarif allant jusqu'à 183 €/MWh le 21 décembre 2021.

La France face à l'augmentation des importations de GNL

La France, bénéficiant de ses infrastructures et de sa capacité de transport de gaz, a été parmi les nations européennes qui ont permis d'absorber le flux substantiel de GNL en fin d'année, contrebalançant ainsi la possibilité d'une rupture d'approvisionnement.

Turbulences liées à la crise sanitaire

La crise sanitaire mondiale a entraîné une chute spectaculaire de la demande de gaz au début de l'année 2020, exacerbant l'impact du marché déjà saturé. Le produit PEG day-ahead a suivi cette tendance baissière, demeurant en dessous de 8,0 €/MWh jusqu'à mi-août et touchant un plancher historique de 2,9 €/MWh vers la fin mai.

Comparaison avec le marché du Henry Hub

La dépréciation des prix européens a positionné les contrats mensuels du PEG ainsi que ceux des hubs néerlandais (TTF) et britanniques (NBP) en dessous des niveaux du Henry Hub durant des périodes de juin à août, s'illustrant notamment par un prix plancher record pour le NBP à 3,3 €/MWh le 28 mai.

Reprise du marché en fin d'année

Vers la fin de 2020, les tarifs de court terme ont rebondi fortement, portés par une hausse du différentiel de prix avec l'Asie suite à une vague de froid exceptionnelle dans cette région. Les prix du GNL en Asie ont fortement augmenté, culminant à 33,9 €/MWh le 17 décembre pour l'indice EAX, induisant un différentiel notable avec les contrats mensuels au PEG.

Baisse générale sur l'année

En moyenne annuelle, les prix spot du PEG ont subi une baisse de 31 % comparativement à 2019, avec une moyenne de 9,3 €/MWh. Les contrats mensuels PEG ont également observé une réduction moyenne de 33 %, s'établissant à 9,8 €/MWh en moyenne pour l'année.

Convergence des hubs gaziers

L'écart moyen entre les prix spot du PEG et ceux du hub TTF a été moins marqué que l'année précédente, passant de 0,06 €/MWh en 2019 à -0,10 €/MWh en 2020, témoignant d'une convergence renforcée entre ces marchés clés.

Évolution des prix à terme

Le contrat calendaire débutant l'année en tendance baissière a suivi la dynamique de 2019. La pandémie a poussé ces tarifs encore plus à la baisse, le contrat calendaire 2021 PEG oscillant entre 11,8 €/MWh et 14,2 €/MWh de mars à septembre. Les annonces de vaccins et d'autres facteurs ont fait grimper le contrat calendaire 2021 PEG à 16,9 €/MWh en fin d'année.

Sollicitation et adjudication des capacités de stockage

Malgré des prix hiver/été moins attrayants, les enchères pour les capacités de stockage françaises ont connu un succès, avec un volume total de 128 TWh souscrit pour l'année 2020/2021 et un prix moyen d'adjudication de 3,85 €/MWh, confirmant le fonctionnement efficient du système d'enchères et sa contribution à la sécurité d'approvisionnement.

Performance du marché spot français

Le marché spot français s'est avéré être le plus compétitif en Europe en 2020, avec un prix inférieur en moyenne de 0,1 €/MWh par rapport au TTF néerlandais et un écart moyen de prix calendaire avec le TTF quasi nul à -0,04 €/MWh, preuve d'une parfaite corrélation des tags entre la France et les Pays-Bas.