1-Les conditions de marché en 2006
L’évolution des prix sur le marché électrique L’évolution des prix sur le marché des permis d’émission de CO2
Les conditions météorologiques
Les aspects institutionnels du marché du CO2
La production et la consommation d’électricité La situation aux frontières
Le prix des combustibles
2-Les volumes négociés sur Powernext 3-Les membres de Powernext
4-La liquidité de Powernext Contacts
Powernext ® Day-Ahead
Powernext ® Futures
Powernext ® Carbon
Powernext ® Weather
Bilan d’activité 2006
1-Les conditions de marché en 2006
L’évolution des prix sur le marché électrique
Sur Powernext® Day-Ahead, les prix ont été plus élevés en 2006 qu’en 2005 et ce particulièrement au premier semestre. En base, le prix s’est élevé à 49,287 €/MWh et à 61,067
€/MWh en pointe, soit respectivement une augmentation de 6% et 7% par rapport à 2005. Les prix ont été particulièrement élevés au premier trimestre, au cours duquel ils ont culminé à 105,353 €/MWh en base et 139,298 €/MWh en pointe le 13 février 2006. Les prix ont ensuite baissé jusqu’au début de l’été. Ils sont repartis à la hausse pendant la canicule de juillet avec une forte volatilité. Le pic de prix le plus marqué a porté le prix en base à 234,448 €/MWh le 26 juillet, ce qui constitue le deuxième record de prix dans l’histoire de Powernext Day- Ahead® juste derrière le niveau du 11 août 2003 qui s’était élevé à 310,373 €/MWh en base.
Les prix ont été relativement stables et peu élevés au cours de l’automne et au début de l’hiver.
Les nombreux pics de prix constatés cet été ont contribué à faire augmenter légèrement la volatilité quotidienne des prix qui s’est établie à 27% pour la base et 39% sur la pointe.
2006 2005 2004 2003
Prix en €/MWh
Base 49,287 46,67 28,13 29,22 Pointe (8h00-20h00) 61,067 56,88 33,71 37,82 Variation quotidienne moyenne
Base 24% 20% 20% 33%
Pointe (8h00-20h00) 30% 25% 25% 46%
Volatilité
Base 27% 25% 27% 87%
Pointe (8h00-20h00) 39% 37% 37% 155%
Depuis le 21 novembre dernier, la Belgique, la France et les Pays-Bas ont couplé leur marché électrique Day-Ahead. La mise en place du Couplage de Marché Trilatéral (Trilateral Market
Prix de marché et position nette par pays
-1000 -800 -600 -400 -200 0 200 400 600 800 1000
22/11/06 24/11/06
26/11/06 28/11/06
30/11/06 02/12/06
04/12/06 06/12/06
08/12/06 10/12/06
12/12/06 14/12/06
16/12/06 18/12/06
20/12/06 22/12/06
24/12/06 26/12/06
28/12/06 30/12/06
Import Export
20 30 40 50 60 70 80 90 100 110
En €/MWh
Position nette Pays-Bas Position nette Belgique Position nette France Prix moyen APX Prix moyen Belpex Prix moyen Powernext Sources : APX, Belpex et Powernext
En moyenne entre le 22 novembre et le 31 décembre, les prix sur Powernext® Day-Ahead ont été inférieurs de 4,48 € à ceux cotés sur APX et de 2,77 € à ceux cotés sur Belpex. La tendance au rapprochement des prix des trois marchés a été très nette au mois de décembre.
Sur cette période, les trois marchés ont convergé sur 60% des heures. En ce qui concerne la position nette de chacun des trois pays, la France est exportatrice nette sur la période même si elle est devenue importatrice à la fin du mois de décembre. La Belgique et les Pays-Bas ont été quant à eux importateurs nets.
En ce qui concerne les prix de Powernext® Futures, les échéances mensuelles et trimestrielles 2006 ont été négociées à un prix supérieur de 15 € en base à celui des échéances 2005 et de 22
€ en pointe. Les échéances mensuelles et trimestrielles se sont comportées selon un profil saisonnier marqué : les prix, supérieurs à 65 €/MWh en janvier et février, ont ensuite largement diminué pour atteindre en moyenne un plus bas sur l’échéance août à 46,76
€/MWh. Ils sont ensuite remontés pour culminer à 69,64 €/MWh en moyenne sur l’échéance novembre.
Cours de compensation
moyen en €/MWh Livraison Base Pointe 2005 41,55 56,20 Échéances mensuelles
2006 57,01 81,12 2005 36,15 50,45 Échéances trimestrielles
2006 50,29 70,07
En revanche, l’échéance annuelle 2007 a terminé l’année à 50,25 €/MWh en base, soit en repli de 5% par rapport à son niveau du mois de janvier, après avoir touché un sommet à 63,05 €/MWh au mois d’avril.
15 25 35 45 55 65 75
janv-05 mars-05
mai-05 juil-05
sept-05
nov-05 janv-06
mars-06 mai-06
juil-06 sept-06
nov-06
Prix moyen Powernext Day-Ahead
Powernext Futures (prix moyen des échéances mensuelles base) Powernext Futures (prix moyen des échéances annuelles base)
L’évolution des prix sur le marché des permis d’émission de CO2 Le prix moyen coté sur Powernext® Carbon en 2006 s’est élevé à 17,37 € contre 22,51 € en 2005. L’année a été marquée par une baisse très importante puisque entre le 2 janvier et le 29 décembre, le prix a été divisé par 3,5. A la fin du mois d’avril, le prix a baissé très brutalement en quelques séances dans des volumes étoffés suite à la diffusion d’informations concernant la vérification des émissions. Après s’être repris, il est de nouveau reparti à la baisse au dernier du dernier trimestre. Au début du mois de janvier 2007, le prix d’un permis d’émission de CO2 valait moins de 5 €.
Cours de cloture de Pow ernext Carbon en €/tonne
5 10 15 20 25 30
01/07/05 01/08/05 01/09/05 01/10/05 01/11/05 01/12/05 01/01/06 01/02/06 01/03/06 01/04/06 01/05/06 01/06/06 01/07/06 01/08/06 01/09/06 01/10/06 01/11/06 01/12/06
Les conditions météorologiques
En moyenne, l’année 2006 s’est avérée sensiblement plus chaude que la normale, se situant ainsi au second rang des années les plus chaudes depuis 1950, derrière 2003. Sur le front des précipitations, la situation s’est améliorée globalement par rapport au fort déficit enregistré les années précédentes.
L’hiver (janvier-février-mars) a été plus froid que la moyenne décennale sans toutefois atteindre le froid intense du début de l’année 2005. Le mois de mars a quant à lui été marqué par des précipitations particulièrement abondantes. L’hiver a été long avec des températures qui ne sont redevenues conformes aux normales saisonnières qu’en avril. Après un printemps calme, la canicule s’est à nouveau installée en France en juillet avec des températures particulièrement élevées au cours des trois dernières semaines. Sur deux journées au cours de cette période, la différence entre l’indice Powernext® Weather France et sa moyenne sur 30 ans s’est élevée à plus de 7° C. En revanche, le mois d’août a été frais et relativement pluvieux. Enfin, l’automne a été particulièrement doux (plus de deux degrés au-dessus des normales saisonnières en moyenne) et très pluvieux. A la toute fin du mois de décembre, les barrages français affichaient un taux de remplissage supérieur à 80%.
Powernext® Weather France
Indice constaté en °C
Ecart par rapport à la
moyenne décennale
janv-06 3,40 -1,44
févr-06 3,79 -2,29
mars-06 7,37 -1,55
avr-06 11,32 0,22
mai-06 15,43 0,17
juin-06 19,41 0,57
juil-06 24,26 4,17
août-06 18,57 -2,34
sept-06 19,64 2,56
oct-06 15,91 2,52
nov-06 10,33 2,43
déc-06 5,74 0,49
Sur Powernext® Day-Ahead, les prix ont correctement suivi les évolutions climatiques mesurées par l’écart entre la prévision pour le lendemain de l’indice Powernext® Weather France et sa moyenne sur 30 ans. On a ainsi enregistré des prix élevés au début de l’année et des pics très marqués au cours de la période caniculaire, suivis d’une détente très nette en août. Au cours de l’automne et au début de l’hiver, les prix ont été bien inférieurs aux niveaux atteints à la même période de 2005 sous l’influence cumulée de températures supérieures à la normale et d’une bonne hydraulicité.
Prix sur Powernext Day-Ahead et écart entre l'indice quotidien Powernext Weather France et sa moyenne sur 30 ans (en moyenne mobile)
-6 -4 -2 0 2 4 6 8 10
Températures en C°
40 50 60 70 80 90 100 110 120 130
Prix en €/MWh
production hydraulique par d’autres moyens beaucoup plus émetteurs de CO2 comme les centrales thermiques au charbon ou au fuel. Ces mêmes moyens de production sont également utilisés pour couvrir la demande supplémentaire d’électricité lors des périodes de froid. Les températures inférieures à la normale enregistrées l’hiver dernier ou bien encore la canicule de cet été ont sans doute exercé un effet haussier sur les prix. A l’inverse, à l’automne, les températures élevées et les précipitations abondantes constatées dans toute l’Europe ont eu un effet modérateur sur les besoins en permis d’émission des électriciens et donc sur leurs prix.
-4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32
01/07/05 01/08/05 01/09/05 01/10/05 01/11/05 01/12/05 01/01/06 01/02/06 01/03/06 01/04/06 01/05/06 01/06/06 01/07/06 01/08/06 01/09/06 01/10/06 01/11/06
Indice Powernext W eather France - moyenne 30 ans Indice Powernext W eather France Prix de clôture Powernext Carbon
Sources : Météo France et Powernext
Les aspects institutionnels du marché du CO2
Chaque année, les exploitants d’installation doivent déclarer leurs émissions réelles de l’année et faire procéder à une vérification indépendante de cette déclaration avant de la soumettre aux autorités nationales compétentes pour le 31 mars. Le 30 avril au plus tard, l’exploitant doit restituer un nombre de quotas d’émission équivalent à ses émissions vérifiées de l’année précédente. Le cycle de mise en conformité annuel s’achève par la publication des déclarations d’émissions et des quotas restitués par installation, le 15 mai. Lors de ce premier exercice, les résultats suivants ont été observés.
Bilan de la restitution par Etat Membre État membre Allocation
2005 (Mt)
Emissions 2005 (Mt)
Position 2005 (Mt) Allemagne 495 473,5 21,5 Pologne* 239,1 205,4 33,7 Royaume-Uni 209,4 242,4 -33 Italie 207,5 215,4 -7,9 Espagne 162,2 181 -18,8
République
tchèque 96,9 82,4 14,5 Pays-Bas 86,4 80,5 5,9
Grèce 71 71 0
Belgique 59,8 55,3 4,5 Finlande 44,6 33,1 11,5 Portugal 36,9 36,4 0,5 Autriche 32,7 33,4 -0,7 Danemark 31 26,1 4,9 Hongrie 30,2 25,7 4,5 République
slovaque 30,2 25,2 5 Suède 22,5 19,3 3,2 Irlande 19,2 22,4 -3,2 Estonie 18,7 12,6 6,1 Lituanie 11,5 6,6 4,9 Slovénie 8,7 8,7 0 Lettonie 4 2,8 1,2
Total 2068 1990,6 77,4
* Chiffres provisoires, les installations polonaises n’ayant pas restitué tous leurs quotas Source : Commission Européenne (2006)
La divulgation de ces informations montrant un excès de quotas par rapport aux émissions vérifiées a justifié la chute brutale des prix en avril mai 2006.
La production et la consommation d’électricité
L’électricité injectée sur le réseau français en 2006 a représenté 549,1 TWh, soit une légère diminution de 0,2% par rapport à 2005. La production d’origine hydraulique s’est particulièrement bien reprise cette année puisqu’elle a augmenté de 8,4% entre 2005 et 2006.
Après avoir été très sollicitées en janvier et février, les centrales thermiques classiques (charbon, fioul, gaz) ont à l’inverse été nettement moins utilisées que l’année précédente puisqu’à l’exception de l’augmentation enregistrée en juillet pour faire face au surcroît de consommation, leur production a chuté très fortement dès le mois d’avril (-53% par rapport à avril 2005). Sur la totalité de l’année 2006, la production thermique classique a reculé de 9,6%. Cette diminution de production thermique a été compensée par l’apport de production d’origine hydraulique mais également par une augmentation de l’électricité d’origine nucléaire qui a ensuite légèrement diminué.
0 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 40 000 45 000 50 000 55 000 60 000
janv-04 mars-04
mai-04 juil-04
sept-04 nov
-04 janv-05
mars-05 mai-05
juil-05 sep
t-05 nov-05
janv-06 mars-06
mai-06 juil-06
sept-06 nov
-06
Production et consommation (en GWh)
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
Type de production (en % de la production totale)
Production totale Production nette d'électricité nucléaire Production nette d'électricité hydraulique Production nette d'électricité thermique classique
Source : Ministère de l’industrie
Sur l’ensemble de l’année 2006, la consommation s’est élevée à 478,4 TWh ce qui représente une baisse de 1% par rapport à l’année précédente. La consommation a été particulièrement élevée en début d’année (janvier-février) du fait de la rigueur hivernale avec un nouveau record de consommation enregistré le 27 janvier à 86 280 MW. Elle a baissé à partir du mois de mars par rapport au niveau enregistré en 2005 à l’exception de la période de canicule du mois de juillet. Sur la semaine la plus chaude, l’augmentation de la consommation s’est élevée en moyenne à 3,4%. Les températures clémentes de l’automne et du début de l’hiver ont exercé un effet à la baisse particulièrement marqué à la fin de l’année (-6% entre décembre 2006 et décembre 2005).
- 5 000 000 10 000 000 15 000 000 20 000 000 25 000 000 30 000 000 35 000 000 40 000 000 45 000 000 50 000 000 55 000 000
janv-04 mars-04
mai-04 juil-
04 sept-04
nov-04 janv
-05 mars-05
mai-05 juil-05
sept-05 nov-05
janv-06 mars-06
mai-06 juil-06
sept-06 nov-06
10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80
Consommation Prix base Powernext Day-Ahead®
Sources : RTE et Powernext
La situation aux frontières
Malgré une augmentation très nette des importations au début de l’année (en février, 4 719 GWh ont été importés des pays transfrontaliers et le solde a été importateur près de 25% du temps), le solde import/export s’est globalement amélioré par rapport à 2005. Dès le mois d’avril, les importations ont diminué par rapport à leur niveau de 2005 traduisant une bonne disponibilité de l’électricité au sein du système français notamment grâce à la contribution de la production d’origine hydraulique et au repli de la consommation. Les exportations sont quant à elles restées stables par rapport à l’année précédente, malgré une baisse notable en début d’année.
- 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000 9 000
janv-04 mars-04
mai-04 juil-04
sept-04 nov-04
janv-05 mars-05
mai-05 juil-05
sept -05
nov-05 janv
-06 mars-06
mai-06 juil-06
sept -06
nov-06
En GWh
0 10 20 30 40 50 60 70 80
En €/MWh
Exports Im ports Prix bas e Powernext Day-Ahead® Solde
Sources : RTE et Powernext
Le prix des combustibles
L’année 2006 a été marquée par une grande volatilité sur les marchés des matières premières énergétiques et notamment sur le marché du pétrole qui a culminé à près de 80 $/baril sur le marché à terme ICE Futures au cours de l’été. Le cours du baril est ensuite redescendu mais reste supérieur à 60 $, soit le double de sa valeur du début de l’année 2005. Le prix du charbon qui avait baissé tout au long de l’année 2005 est quant à lui reparti nettement à la hausse en 2006. Le prix du gaz naturel sur le marché européen s’est quant à lui stabilisé en 2006 après sa très forte envolée à la fin de l’année 2005.
Même si la production thermique classique ne représente en moyenne que 10% de la production d’électricité totale en France, elle permet souvent le bouclage de l’équilibre consommation / production. La volatilité du prix des combustibles fossiles constitue donc un facteur d’augmentation sur les prix de l’électricité notamment au cours des périodes de tension (pointe hivernale, canicule). Par ailleurs, des prix de combustibles durablement élevés entraînent une hausse à moyen terme des prix de l’électricité.
Enfin, le prix des permis d’émission de CO2 s’est imposé comme une des données fondamentales permettant d’analyser le prix du marché de l’électricité en Europe. La chute brutale du prix du CO2 au printemps a ainsi favorisé la baisse de toutes les échéances de Powernext® Futures qui sont ensuite reprises sous l’effet notamment de l’augmentation des prix du pétrole et des conditions climatiques. De même, la glissade des prix enregistrée sur le marché du CO2 à l’automne et au début de l’hiver a provoqué une baisse des prix sur Powernext® Futures, baisse surtout visible sur l’échéance annuelle 2007.
30 40 50 60 70 80 90
04/01/05 04/02/05 04/03/05 04/04/05 04/05/05 04/06/05 04/07/05 04/08/05 04/09/05 04/10/05 04/11/05 04/12/05 04/01/06 04/02/06 04/03/06 04/04/06 04/05/06 04/06/06 04/07/06 04/08/06 04/09/06 04/10/06 04/11/06 04/12/06
Charbon, électricité, brent
0 5 10 15 20 25 30
CO2, gaz
Charbon en €/tonne, API 2 Powernext Futures®, base en €/MW h Brent en €/baril, ICE FUTURES Gaz en €/MMBTU Zeebrugge Powernext Carbon en €/tonne
2- Les volumes négociés sur les marchés de Powernext
Le volume total négocié sur Powernext® Day-Ahead et Powernext® Futures en 2006 s’élève à 112 739 046 MWh, ce qui représente une augmentation de 37% par rapport au volume échangé en 2005.
L’augmentation est particulièrement notable sur Powernext® Day-Ahead où le volume annuel d’activité avec 29 600 160 MWh a augmenté de 50% par rapport à l’année précédente. Le dernier trimestre a été particulièrement actif avec notamment plus de 3 millions de MWh négociés en décembre, ce qui constitue le meilleur mois de l’histoire de Powernext® Day- Ahead.
Sur Powernext® Futures, la croissance des volumes est également significative. 83 138 GWh ont été échangés en 2006, soit 33% de plus qu’en 2005. Les échéances mensuelles et trimestrielles sont les plus traitées puisqu’elles représentent plus de 80% des transactions réalisées (en MW). Le profil le plus négocié est la base qui recueille quasiment 70% des négociations.
Volumes mensuels en MWh
- 1 000 000 2 000 000 3 000 000 4 000 000 5 000 000 6 000 000 7 000 000 8 000 000 9 000 000 10 000 000 11 000 000 12 000 000 13 000 000
janv-03 mars-03
mai-03 juil-03
sept-03 nov-03
janv-04 mars-04
mai-04 juil-04
sept-04 nov-04
janv-05 mars-05
mai-05 juil-05
sept-05 nov-05
janv-06 mars-06
mai-06 juil-06
sept-06 nov-06
Powernext Day-Ahead® Powernext Futures®
Sur Powernext® Carbon, ce sont 31 448 000 tonnes de CO2 qui ont été négociées en 2006, soit plus de 125 000 tonnes par jour. En moyenne quotidienne, le volume négocié a ainsi été quasiment multiplié par quatre entre 2005 et 2006. Comme sur l’électricité, le dernier trimestre a été particulièrement fructueux puisqu’un record de volume quotidien a été enregistré le 20 décembre avec 731 000 tonnes négociées. Powernext® Carbon s’est donc imposé cette année comme le marché de quotas de CO2 le plus liquide en Europe.
Volume mensuel de Powernext Carbon en tonnes
- 1 000 000 2 000 000 3 000 000 4 000 000 5 000 000 6 000 000
juin-05 juil-05
août-05 sept
-05 oct-05
nov-05 déc-05
janv -06
févr-06 mars-06
avr-06 mai-06
juin-06 juil-06
août-06 sept
-06 oct-06
nov-06 déc-06
3-Les membres de Powernext
Au 3 janvier 2007, Powernext compte 96 membres négociateurs actifs sur l’un de ses marchés. Powernext Day-Ahead® regroupe 55 membres, Powernext Futures® 25 et Powernext® Carbon 63. Par ailleurs, 5 compensateurs généraux sont présents sur Powernext® Futures.
L’arrivée de nouveaux membres s’effectue toujours à un rythme aussi soutenu puisqu’en 2006 Powernext® Day-Ahead a accueilli 7 nouveaux membres, Powernext® Futures 4 et Powernext® Carbon 30.
4-La liquidité de Powernext
L’augmentation des volumes négociés sur les marchés de Powernext permet d’assurer une liquidité satisfaisante et de garantir aux membres la fluidité des transactions. En ce qui concerne Powernext® Day-Ahead, la liquidité d’un fixing se mesure également par sa résilience, c'est-à-dire par la capacité du marché à absorber un ordre supplémentaire sans modifier de façon sensible le prix d’équilibre1. En moyenne, en 2006, un ordre à tout prix supplémentaire de 100 MW induisait une variation du prix d’équilibre de 75 centimes et un ordre à tout prix supplémentaire de 50 MW de 52 centimes, ce qui est très faible compte tenu de la volatilité quotidienne des prix enregistrée sur Powernext® Day-Ahead. Lors des périodes de pic de prix, la résilience se dégrade de façon importante en raison de l’incertitude régnant sur le marché autour du prix d’équilibre. En dehors de ces périodes agitées, la résilience est très stable depuis plusieurs années.
Variation de prix résultant d'un ordre d'achat et de vente supplémentaires
2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0
€/MWh
Sur Powernext® Futures et Powernext® Carbon, la liquidité se mesure par l’écart entre le prix à l’achat et le prix à la vente cotés en continu par les membres sur la plateforme de négociation. Sur Powernext Futures®, la taille de la fourchette achat/vente par type d’échéance s’est établie en moyenne comme indiqué dans le tableau ci-dessous et traduit une légère dégradation par rapport à 2005.
En €/MWh Année Trimestre Mois
Base 0,7 1,5 2,1
Pointe 2,3 3,2 3,4
Sur Powernext® Carbon, la taille de la fourchette acheteur/vendeur s’est élargie brutalement au mois de mai au moment de la chute brutale des prix enregistrée sur le marché. En dehors de cet épisode, l’écart entre le prix à l’achat et le prix à la vente est faible. Au cours des six derniers mois, il a en effet été inférieur en moyenne à 20 centimes.
Ev olution de la fourche tte ache te ur-v e nde ur sur Powe rne xt Carbon
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 1,9 2,0 2,1 2,2 2,3
09/05/06 19/05/06
29/05/06 08/06/06
18/06/06 28/06/06
08/07/06 18/07/06
28/07/06 07/08/06
17/08/06 27/08/06
06/09/06 16/09/06
26/09/06 06/10/06
16/10/06 26/10/06
05/11/06 15/11/06
25/11/06 05/12/06
15/12/06 25/12/06
04/01/07
En €/tonne
Contacts
Powernext SA
25, rue Louis Le Grand 75002 PARIS
tél. +33 (0)1 73 03 96 00 fax +33 (0)1 73 03 96 01 www.powernext.fr information@powernext.fr
1 - Market conditions in 2006 Prices on the electricity market
Prices on the CO2 emission allowances market Weather conditions
Institutional aspects of the CO2 market Power generation and consumption Situation at the borders
Fuel prices
2 - Powernext trading volumes 3 - Powernext Members
4 - Powernext Liquidity Contacts
Powernext ® Day-Ahead Powernext ® Futures Powernext ® Carbon Powernext ® Weather
2006 Activity Assessment
1-Market conditions in 2006 Prices on the electricity market
Prices on Powernext® Day-Ahead were higher in 2006 than in 2005, especially in the first half-year. Prices climbed to €49.287/MWh on the baseload and €61.067/MWh on the peakload, up 6% and 7% respectively on 2005. Prices were particularly sustained in the first quarter, reaching €105.353/MWh on the baseload and €139.298/MWh on the peakload on 13 February 2006, before easing through to the start of the summer. They headed back upwards during July heat wave and displayed high volatility. The biggest spike took the baseload price to €234.448/MWh on 26 July – the second-highest price since Powernext®
Day-Ahead was created, after the record of €310.373/MWh set on 11 August 2003. Prices were mostly low and stable over the autumn and into the beginning of winter.
The summer's many price spikes pushed daily volatility up slightly, to 27% on the baseload and 39% on the peakload.
2006 2005 2004 2003
Price €/MWh
Baseload 49.287 46.67 28.13 29.22 Peakload
(8 am - 8 pm) 61.067 56.88 33.71 37.82 Average daily change
Baseload 24% 20% 20% 33%
Peakload
(8 am - 8 pm) 30% 25% 25% 46%
Volatility
Baseload 27% 25% 27% 87%
Peakload
(8 am - 8 pm) 39% 37% 37% 155%
Belgium, France and the Netherlands began coupling their day-ahead electricity markets on 21 November. The introduction of Trilateral Market Coupling (TLC) satisfies requirements
Market price and net position by country
-1000 -800 -600 -400 -200 0 200 400 600 800 1000
22/11/06 24/11/06
26/11/06 28/11/06
30/11/06 02/12/06
04/12/06 06/12/06
08/12/06 10/12/06
12/12/06 14/12/06
16/12/06 18/12/06
20/12/06 22/12/06
24/12/06 26/12/06
28/12/06 30/12/06
Import Export
20 30 40 50 60 70 80 90 100 110
En €/MWh
Netherlands net position Belgium net position France net position APX average price Belpex average price Powernext average price Sources: APX, Belpex and Powernext
Between 22 November and 31 December, prices on Powernext® Day-Ahead were on average
€4.48 lower than APX prices and €2.77 lower than prices quoted on Belpex. The three markets exhibited a pronounced trend towards price convergence in December, posting the same prices on 60% of hours. France was a net exporter over the period, although it became an importer at end-December. Belgium and the Netherlands were net importers.
On Powernext Futures®, 2006 monthly and quarterly contracts traded €15 higher on the baseload compared with 2005 contracts and €22 higher on the peakload. They also displayed marked seasonal patterns: prices went well above €65/MWh in January and February before falling back to an average low on the August maturity of €46.76/MWh. They then climbed back up to reach €69.64/MWh on average on the November contract.
Average settlement price
€/MWh Delivery Baseload Peakload
2005 41.55 56.20 Monthly contracts
2006 57.01 81.12 2005 36.15 50.45 Quarterly contracts
2006 50.29 70.07
However, the 2007 annual contract ended the year at €50.25/MWh on the baseload, 5% down on its level in January, after peaking at €63.05/MWh in April.
15 25 35 45 55 65 75
Jan-05 Mar-05
May-05 Jul-05
Sep-05 Nov-05
Jan-06 Mar-06
May-06 Jul-06
Sep-06 Nov
-06
Powernext Day-Ahead® average price
Powernext Futures® (average price of monthly baseload maturities) Powernext Futures® (average price of annual baseload maturities)
Prices on the CO2 emission allowances market
The average price quoted on Powernext® Carbon in 2006 came to €17.37, compared with
€22.51 in 2005. Prices plummeted in 2006, ending up 3.5 times lower on 29 December than they were on 2 January. At the end of April, the price fell abruptly in the space of a few trading sessions in high quantities, following the disclosure of information regarding the verification of emissions. It then recovered, but began heading downwards again in the final quarter. In early January 2007, the price of a CO2 emission allowance stood at less than €5.
Pow ernext Carbon closing price in €/tonne
20 25 30
Weather conditions
On average, 2006 was much warmer than usual, ranking as the second-hottest year since 1950 (after 2003). In terms of precipitation, the overall situation improved following the large shortfall recorded in recent years.
The winter period, i.e. January, February and March, was colder than the ten-year average, without reaching the bitter temperatures recorded in early 2005. March saw heavy precipitation. The winter dragged on, with temperatures turning seasonal only in April. After a quiet spring, France experienced another heatwave in July as temperatures soared in the last three weeks of the month. The difference between the Powernext® Weather France index and its 30-year average exceeded 7°C on two of the heatwave days. By contrast, August was cool and relatively rainy. The autumn was extremely wet and mild, with average temperatures more than two degrees above seasonal. At the end of December, French reservoirs were more than 80% full.
Powernext® Weather France
Actual index value in °C
Deviation from ten-year average
Jan 06 3.40 -1.44
Feb 06 3.79 -2.29
Mar 06 7.37 -1.55
Apr 06 11.32 0.22
May 06 15.43 0.17
Jun 06 19.41 0.57
Jul 06 24.26 4.17
Aug 06 18.57 -2.34
Sept 06 19.64 2.56
Oct 06 15.91 2.52
Nov 06 10.33 2.43
Dec 06 5.74 0.49
On Powernext® Day-Ahead, prices correctly followed changing weather conditions as measured by the deviation between the Powernext® Weather France index's next-day forecast and its 30-year average. Thus, prices were high at the beginning of the year, posted some large spikes during the heatwave, then eased sharply in August. During the autumn and at the beginning of the winter period, prices were far lower compared with the same period in 2005, owing to the twin effects of higher-than-average temperatures and good water availability.
Pow e rne x t Da y-Ahe a d price a nd spre a d be tw e e n the da ily Pow e rne x t W e a the r Fra nce inde x a nd its 30-ye a r a ve ra ge (m oving a ve ra ge )
-10 -8 -6 -4 -2 0 2 4 6 8 10
1-Jan 26-Jan
20-Feb 17-Mar
11-Apr 6-M
ay 31-May
25-Jun 20-Jul
14-Aug 8-Sep
3-Oct 28-Oct
22-Nov 17-Dec
Temperature in C°
20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130
Price in €/MWh
Temperature spread in 2005 Temperature spread in 2006 Powernextd price 2005 Powernext Day-Ahead® price 2006
Sources: Meteo France and Powernext
Weather conditions also affect the CO2 emission allowances market via power generation. A lack of rain means that hydroelectric generation is replaced by other sources that emit far more CO2, like coal- and oil-fired power stations. The same power stations are used to meet additional demand for electricity during cold snaps. The below-average temperatures last winter and the summer heatwave definitely pushed prices up. Conversely, high temperatures and rainfall across Europe in the autumn reduced the emission allowances requirements of power companies, which led to lower prices.
-4 -2 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32
01/07/05 01/08/05 01/09/05 01/10/05 01/11/05 01/12/05 01/01/06 01/02/06 01/03/06 01/04/06 01/05/06 01/06/06 01/07/06 01/08/06 01/09/06 01/10/06 01/11/06
Powernext W eather France index - 30-year average Powernext W eather France daily index Powernext Carbon closing price
Sources: Meteo France and Powernext
Institutional aspects of the CO2 market
Every year, operators holding accounts are required to disclose their real emissions for the year.
They must also have their report checked independently before submitting it to the competent national authorities by 31 March. On 30 April at the latest, the operator is required to surrender emission allowances commensurate with its verified emissions for the previous year. The yearly compliance cycle ends on 15 May when the emissions reports and the allowances surrendered by installations are made public. The first-year results were as follows.
Allowances surrendered, results for each Member State Member State
2005 Allocation
(Mt)
2005 Emissions
(Mt)
2005 Position
(Mt) Germany 495 473.5 21.5 Poland* 239.1 205.4 33.7 UK 209.4 242.4 -33 Italy 207.5 215.4 -7.9 Spain 162.2 181 -18.8 France 150.5 131.4 19.1 Czech Republic 96.9 82.4 14.5 Netherlands 86.4 80.5 5.9 Greece 71 71 0 Belgium 59.8 55.3 4.5
Portugal 36.9 36.4 0.5 Austria 32.7 33.4 -0.7 Denmark 31 26.1 4.9 Hungary 30.2 25.7 4.5 Slovak Republic 30.2 25.2 5 Sweden 22.5 19.3 3.2 Ireland 19.2 22.4 -3.2 Estonia 18.7 12.6 6.1 Lithuania 11.5 6.6 4.9 Slovenia 8.7 8.7 0 Latvia 4 2.8 1.2 Total 2068 1990.6 77.4
* Provisional, since Polish installations have not surrendered all their allowances Source: European Commission (2006)
The release of this information showing an excess of allowances over verified emissions has led to the sharp drop in prices in April and May 2006.
Power generation and consumption
A total 549.1 TWh of electricity was injected into the French grid in 2006, 0.2% less than in 2005. Hydroelectric generation picked up sharply, increasing by 8.4% between 2005 and 2006. After experiencing heavy demand in January and February, conventional coal-, oil- and gas-fired power stations saw far less use than in 2005. Aside from an increase in July to meet additional consumption, their production fell steeply from April onwards (down 53%
compared with April 2005). Over 2006 as a whole, conventional power generation contracted by 9.6%. The decline was offset by hydroelectric power generation and by increased nuclear generation, which subsequently eased back again.
0 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 40 000 45 000 50 000 55 000 60 000
Jan- 04
Mar-04 May-04
Jul-04 Sep
-04 Nov
-04 Jan- 05
Mar-05 May-05
Jul-05 Sep
-05 Nov
-05 Jan- 06
Mar-06 May-06
Jul-06 Sep
-06 Nov
-06
Generation and consumption (in GWh)
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
55%
60%
65%
70%
75%
80%
85%
90%
95%
100%
Generation type (in % of total generation)
Total generation Total net nuclear generation Total net hydro generation Total net conventional generation
Source: French Industry Ministry
Over 2006 as a whole, consumption totalled 478.4 TWh, a 1% decline on 2005. Cold winter conditions meant that consumption was especially high in January and February, hitting a new record of 86,280 MW on 27 January. Consumption then declined from March onwards relative to 2005, except during the July heatwave, when it was up by 3.4% on average during the warmest week. The mild autumn and early winter exerted a pronounced downside impact at the end of the year, with consumption falling by 6% between December 2006 and December 2005.
- 5 000 000 10 000 000 15 000 000 20 000 000 25 000 000 30 000 000 35 000 000 40 000 000 45 000 000 50 000 000 55 000 000
Jan-04 Mar-04
May-04 Jul-04
Sep-04 Nov-04
Jan-05 Mar-05
May-05 Jul-05
Sep-05 Nov-05
Jan-06 Mar-06
May-06 Jul-06
Sep-06 Nov-06
10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80
Consumption Pow ernext Day-Ahead® baselaod price
Sources: RTE and Powernext
Situation at the borders
Despite a marked rise in imports at the beginning of the year – in February 4,719 GWh was imported from neighbouring countries and France was a net buyer around 25% of the time – the import/export balance improved overall relative to 2005. From April onwards, imports fell compared with 2005, reflecting good availability of power in the French grid owing to lower consumption and the contribution from hydroelectric power. Exports were more or less unchanged from the previous year despite falling sharply in early 2006.
- 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000 9 000
Jan- 04
Mar-04 May-04
Jul-04 Sep-
04 Nov-04
Jan-05 Mar-05
May-05 Jul-05
Sep- 05
Nov-05 Jan-
06 Mar-06
May-06 Jul-06
Sep- 06
Nov-06
In GWh
0 10 20 30 40 50 60 70 80
In €/MWh
Exports Im ports Powernext Day-Ahead® baseload price Balance
Sources: RTE and Powernext
Fuel prices
Energy commodity markets were highly volatile in 2006, none more so than the oil market, which topped out at almost $80/bbl on the ICE Futures market in the summer. Oil eased subsequently but remained above $60/bbl, i.e. twice as high as in early 2005. The price of coal, which fell throughout 2005, began climbing sharply in 2006. After surging in late 2005, natural gas prices stabilised on the European market in 2006.
Although conventional power generation accounts for just 10% on average of total power production in France, it is often used to close the gap between consumption and generation.
Volatile fossil fuel prices consequently push up electricity prices, especially when pressures are high, such as during peak winter periods or heat waves. Moreover, persistently high fuel prices cause electricity prices to rise in the medium term.
The price of CO2 emission allowances has emerged as a key component in the analysis of electricity market prices in Europe. Accordingly, the abrupt fall in the price of CO2 in the spring prompted an across-the-board decline in Powernext® Futures contracts. They then recovered in response to higher oil prices and weather conditions. Similarly, the slide in prices on the CO2 market in the autumn and in the early part of the winter triggered a fall in Powernext® Futures prices, with the 2007 annual contract showing the most obvious decline.
30 40 50 60 70 80 90
04/01/05 04/02/05 04/03/05 04/04/05 04/05/05 04/06/05 04/07/05 04/08/05 04/09/05 04/10/05 04/11/05 04/12/05 04/01/06 04/02/06 04/03/06 04/04/06 04/05/06 04/06/06 04/07/06 04/08/06 04/09/06 04/10/06 04/11/06 04/12/06
Coal, electricity, brent
0 5 10 15 20 25 30
CO2, natural gas
Coal in €/tonne, API 2 Powernext Futures®, baseload front-month in €/MW h Brent in €/barel, ICE Futures Natural gas in €/MMBTU Zeebrugge
Powernext Carbon in €/tonne
2- Powernext trading volumes
Total volumes traded on Powernext® Day-Ahead and Powernext® Futures in 2006 amounted to 112,739,046 MWh, up 37% on the 2005 performance.
Powernext® Day-Ahead recorded a particularly large increase. Annual trading volumes totalled 29,600,160 MWh, a 50% increase on the previous year. Business was especially brisk in the final quarter, with more than 3 million MWh traded in December – a record for Powernext® Day-Ahead.
Volumes also increased significantly on Powernext® Futures, with 83,138 GWh traded in 2006, 33% more than in 2005. Monthly and quarterly contracts saw the heaviest trading, accounting for over 80% of transactions in MW terms. The most traded profile was the baseload, which accounted for almost 70% of trades.
