​Les prix du gaz ont beaucoup fait parler d’eux ces dernières années. Et pour les opérateurs de batteries, ils restent plus importants qu’on ne veut bien l’admettre. Les prix du gaz et du carbone continuent ensemble de fixer le prix lors des heures les plus déterminantes, définissant les pics de prix que les batteries captent.

Cette exposition ne disparaît pas – et la volatilité du gaz non plus. La nouvelle dépendance de l’Europe au marché mondial du GNL implique que les prix du gaz peuvent évoluer rapidement et fortement en réaction aux événements mondiaux.

La sensibilité des revenus des BESS à l’évolution des prix du gaz est considérable. Une baisse de 50 % des prix du gaz, combinée à une chute de 40 % du prix des quotas carbone, réduirait les revenus day-ahead des batteries de 37 %. À l’inverse, la hausse est plus limitée : une augmentation de 50 % des prix du gaz et de 40 % des prix du carbone ne génère qu’une hausse de 28 % des revenus.

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Cet article fait partie d’une série sur le risque de revenus et la sensibilité aux fondamentaux :

• Ce que signifie une croissance de la demande 50 % plus faible pour les batteries
• Comment les prix du gaz et du carbone influencent les revenus des BESS
• Comment la surcapacité BESS pourrait cannibaliser les revenus

Les prix européens du gaz impliquent des risques importants à la hausse comme à la baisse

Les prix du gaz devraient baisser à court terme, avec le développement des capacités GNL, notamment aux États-Unis. À plus long terme, la production européenne de gaz va décliner, tandis que la croissance de la demande dans les pays en développement devrait maintenir l’équilibre du marché mondial du GNL.

Mais les risques à la hausse sont significatifs. Tout changement dans le calendrier ou la rentabilité des terminaux de liquéfaction, combiné à des chocs géopolitiques sur la chaîne d’approvisionnement, pourrait entraîner des prix du gaz structurellement plus élevés. Les récents incidents évités de justesse, comme le possible retard de l’expansion du North Field au Qatar ou le risque de fermeture du détroit d’Hormuz après les frappes iraniennes à la mi-2024, soulignent la vulnérabilité persistante du marché.

Les risques à la baisse sont tout aussi importants. Une croissance de la demande plus lente dans les pays du Sud – par exemple, si l’ajout de renouvelables à moindre coût réduit les heures de fonctionnement des centrales à gaz – pourrait entraîner une surabondance de GNL. Le retour du gaz russe par pipeline en Europe détendrait davantage l’équilibre, faisant baisser sensiblement les prix du gaz.

Pour tester comment cette incertitude se traduit dans les revenus des batteries, nous modélisons un ensemble de scénarios symétriques de prix. Dans le scénario haut, nous augmentons les prix du gaz de 50 % ; dans le scénario bas, nous les réduisons de 50 %. Étant donné la forte corrélation historique entre les prix du gaz et du carbone, nous augmentons les prix ETS de 40 % dans le scénario haut et les réduisons de 40 % dans le scénario bas.

Enfin, nous testons les revenus face à des situations extrêmes mais déjà observées. Les prix du gaz sont tombés à environ 3 €/MWh en 2020 et ont culminé près de 250 €/MWh lors de la crise gazière de 2022. Nous modélisons ces événements comme des chocs d’un an, en maintenant les prix ETS constants, afin d’isoler l’impact de la volatilité extrême du gaz sur les revenus.

Les prix du gaz et du carbone influencent les spreads en fixant les prix de pointe

Comme la production thermique continue de fixer le prix de pointe la plupart des jours tandis que les renouvelables maintiennent le plancher juste sous zéro, les variations des prix du gaz et du carbone se traduisent directement dans les spreads sur lesquels les batteries comptent.

Mais cet effet n’est pas linéaire : de faibles prix du gaz et du carbone compriment plus les spreads que des prix élevés ne les élargissent.

En Allemagne, le gaz est en concurrence avec plusieurs alternatives pour fixer les prix. Le charbon et la lignite restent actifs dans l’ordre de mérite, et les importations sont tarifées de façon compétitive par rapport à la production thermique domestique.

Lorsque les prix du gaz et du carbone baissent, le gaz fixe le prix plus souvent, à des niveaux équivalents à ceux des centrales à charbon ou à lignite moins chères.

À l’inverse, quand les prix du gaz augmentent, les importations plus coûteuses et la production à base de charbon peuvent fixer le prix de pointe sur davantage d’heures. Cela limite la hausse due à des prix du gaz et du carbone élevés, réduisant l’élargissement des spreads accessibles aux batteries.

Les changements dans le mix de production limitent le potentiel de hausse et accentuent la baisse des spreads

Dans tous les scénarios, le spread annuel TB2 prévu suit globalement la trajectoire combinée des prix du gaz et de l’ETS.

Dans le scénario central, les spreads se resserrent à court terme avec la baisse des prix du gaz, puis remontent avec le renchérissement du carbone, la sortie du charbon et de la lignite à bas coût du système, et la croissance de la demande d’électricité.

Cette dynamique générale est cohérente dans tous les scénarios.

Mais dans le scénario de prix élevés, la trajectoire du spread diverge légèrement à la fin des années 2030. Une fois le charbon et la lignite disparus, les prix élevés du gaz font entrer dans le mix des technologies alternatives coûteuses, comme les turbines à hydrogène (qui ne paient pas de prix carbone). Cela signifie que le gain lié à la hausse du gaz est moins marqué.

Dans le scénario de bas prix, les spreads augmentent plus lentement au début des années 2030. Comme beaucoup de centrales à gaz sont déjà plus bas dans l’ordre de mérite lors de la fixation des prix de pointe, l’impact du retrait du charbon et de la lignite sur les prix de pointe est moins prononcé.