Prévisions du marché pour le troisième trimestre

Au troisième trimestre, le marché albertain de l'électricité et du gaz naturel est resté très volatil. Nous prévoyons que cette volatilité continuera de s'accroître dans les années à venir, jusqu'à l'émergence d'un stockage par batterie économiquement viable, contribuant ainsi à stabiliser le marché et à compenser l'impact de l'énergie éolienne et solaire sur le réseau électrique. Pour le gaz naturel, les prix ont également augmenté et sont devenus de plus en plus volatils. Nous prévoyons que la hausse des prix et de la demande se poursuivra au cours des prochaines décennies.

Mise à jour du marché de l'électricité de l'Alberta
Le prix du marché commun de l'Alberta Electric System Operator (AESO) s'est établi en moyenne à environ 100 $/MWh depuis le début de l'année, ce qui représente une augmentation considérable par rapport aux dernières années. Les principaux facteurs expliquant ce contexte de prix de gros sont les suivants :

• Augmentation de la consommation alors que l'économie de l'Alberta se stabilise dans un monde marqué par la COVID
• Réduction significative de la production d'électricité traditionnelle au charbon
• Modernisation des centrales à charbon dans les centrales à gaz qui ne sont pas encore opérationnelles
• Augmentation des installations solaires et éoliennes qui sont beaucoup plus écologiques mais qui ne sont pas en mesure d'augmenter et de diminuer leur puissance pour correspondre à la consommation comme le peuvent les générateurs à combustible
• Il n’existe pas de stockage de batterie économiquement viable pour aider à amortir les fluctuations de la production solaire et éolienne.

En conséquence, les marques de courtier AESO (bandes d'énergie à terme que nous utilisons pour couvrir la volatilité des prix) continuent de grimper à un rythme soutenu au cours des six derniers mois (voir graphique ci-dessous).

Les prix à terme montrent que plus l'échéance est longue, plus les prix baissent, l'écart de prix sur 1 à 5 ans continuant de se creuser, passant de 10.66 $/MWh en mars 2021 à 24.07 $/MWh en septembre 2021. Le principal facteur expliquant cet élargissement continu est que, tant qu'il n'existera pas de moyen économiquement viable de stocker l'électricité à grande échelle (même pendant une heure ou deux), le stockage à plus longue durée sera encore plus éloigné de la réalité (figure 2.11 ci-dessous). Chaque nouvelle installation de production solaire ou éolienne mise en service ne fera qu'accroître la volatilité du prix spot de l'AESO. Le marché continue de s'attendre à l'émergence du stockage par batterie dans les prochaines années, mais comme le montre le graphique ci-dessous (figure 2.13), le stockage par batterie lithium-ion est encore loin d'être économiquement viable et stable.

Nous sommes encore à au moins 5 à 10 ans d'un stockage d'électricité économiquement viable à grande échelle, ce qui me conduit à croire que sécuriser un contrat d'électricité aussi long que possible est généralement dans le meilleur intérêt des consommateurs, car à chaque jour qui passe sans avancée technologique, nous continuerons à voir le marché repousser l'impact stabilisateur du stockage de batterie économiquement efficace plus loin dans le futur, augmentant les prix dans l'intervalle.

Mise à jour du marché du gaz naturel de l'Alberta
Le marché du gaz de l'Alberta (et le marché du gaz en général) a connu des hausses de prix assez spectaculaires au cours des six derniers mois, lesquelles sont passées quelque peu inaperçues. Alors que les indices de l'AESO (Power Broker) ont augmenté de 13 à 28 % au cours des six derniers mois, selon la durée, les indices de l'AECO ont progressé de 26 à 42 % selon la durée au cours de la même période. Le graphique ci-dessous montre qu'il y a six mois encore, les prix à 1 à 5 ans étaient concentrés dans une fourchette assez étroite, mais depuis, un effet de contango assez prononcé s'est manifesté : les prix à 1 et 2 ans ont explosé et ceux à 3 à 5 ans ont augmenté, mais dans une moindre mesure.

Si le graphique ci-dessous du gaz naturel NYMEX est examiné d'un point de vue d'analyse technique, il montre un modèle tête et épaules inversé très prononcé qui a cassé plus haut au cours des derniers jours, ce qui est peut-être un signe avant-coureur d'un tester des sommets du vortex polaire de 2014 (6.13 $/MMBTU) dans les mois à venir.

Globalement, on s'attend à ce que les prix du gaz naturel continuent d'augmenter de manière générale, car il s'agit du seul combustible fossile dont la demande devrait augmenter au cours des 5, 10, 20 et 30 prochaines années, la demande de charbon chutant brutalement et celle de pétrole à un rythme légèrement inférieur. Le gaz naturel a une empreinte carbone bien plus faible que ces deux autres matières premières, mais conserve la même prévisibilité que l'énergie solaire et éolienne. Au cours des prochaines décennies, la combinaison de l'énergie solaire et éolienne et d'un stockage par batteries économiquement efficace entraînera une baisse de la demande de gaz naturel, mais cela n'est actuellement pas prévu avant 2040-2050. En attendant, le gaz est là pour rester non seulement pour la production d'électricité, mais aussi, de plus en plus, pour d'autres applications à l'échelle mondiale, comme les transports, l'industrie manufacturière, le bâtiment, la cuisine, etc.

En résumé, sauf avancée technologique ou abrogation des diverses mesures de taxe carbone, la part croissante du solaire et de l'éolien devrait entraîner une hausse des prix de l'électricité de l'AESO dans les mois et les années à venir. Cela aura un impact à la hausse sur les prix du gaz naturel, dont la demande devrait continuer d'augmenter, ce qui entraînera une hausse des prix à mesure que ce produit continue de remplacer progressivement tous les autres produits à plus forte intensité de carbone, comme le charbon et le pétrole, dans le paysage industriel.