
Towards an Energy Counter-Shock?
Write by Alexis Gléron and Amélie Janin, may 2024
You have likely noticed that energy prices are slowly but steadily decreasing. Will this drop continue? Will prices return to their pre-crisis levels, or even fall below? And will this trend last?
This article will briefly respond these complex questions.
We are on a market trajectory where a return to pre-crisis levels (40-60 euros/MWh) seems likely. But what factors are at play?
Increase in LNG Export Capacity and High Storage Levels.

Additionally, a new regulation on gas storage was implemented in 2022. It stipulates that underground gas storage facilities in Member States must be filled to at least 80% of their capacity before winter 2022/2023, and then to 90% before subsequent winters. At the global level, the European Union aims for a collective filling rate of 85% of the total capacity of underground gas storage in 2022. For Member States without storage facilities on their territory, the regulation requires them to store 15% of their annual gas consumption in facilities located in other Member States. All these elements led to gas storage levels at the end of 2023 being higher than the average of the past five years.
As a result, gas prices dropped significantly, stabilizing around €40/MWh on average over the course of 2023.
The drop in gas prices also played a major role in reducing electricity prices in wholesale markets in France. Even though electricity production from fossil fuels remained low, electricity prices in France are still very sensitive to changes in gas prices, partly due to France’s central position in the interconnected European system and the price-setting mechanism on the markets.
The year 2023 was marked by record production for both wind power, with 50.7 TWh, and solar power, with 21.5 TWh. These energy sources accounted nearly 15% of total electricity production, contributing to supply security and the increase in low-carbon electricity supply in France and neighboring countries through exchanges. The installed capacity of solar farms and offshore wind turbines saw strong growth in 2023. Hydroelectric production, which reached 58.8 TWh, maintained its position as the second-largest source of electricity in France. This recovery compared to 2022 is largely due to increased rainfall, which helped maintain high storage levels. The increase in installed capacity and the good load factor resulting from favorable weather conditions also contributed to this improvement in renewable energy production.
According to the energy mix scenarios developed by RTE for 2035, installed capacities vary depending on the projections. For solar power, installed capacity in 2023 is 17.2 GW and is expected to reach between 55 GW and 90 GW, depending on the scenario, which represents a three- to five-fold increase in 2023 production. For wind power, both onshore and offshore, installed capacity in 2023 is 22 GW and is expected to reach between 30 GW and 39 GW by 2035, an increase of between 36% and 77%. Finally, for hydropower, forecasts range between 27 GW and 28 GW, representing an increase of around 5%.

Can prices fall to levels lower than those before the crisis?
The question is difficult and depends on nuclear availability in France. Although nuclear production has rebounded since its low point in 2022, it has not returned to pre-crisis levels, yet. In 2023, production reached 320.4 TWh, an increase of 41.5 TWh compared to 2022. However, this figure remains below the average of 394.7 TWh recorded between 2014 and 2019. Moreover, several uncertainties lie ahead regarding nuclear availability in the coming years. Indeed, France's nuclear fleet is aging, and the question of extending its lifespan beyond the next decade remains open.
Several factors could lead to an increase in nuclear production and availability: the launch of the Flamanville EPR, the completion of the Grand Carénage program, increased operational efficiency, and shorter maintenance times. If all these factors come together, electricity prices are likely to fall below their pre-crisis levels. In fact, nuclear production equivalent to 400 TWh, combined with increased renewable energy production, would exceed the current subdued demand for electricity.
Let’s consider a scenario: Improved nuclear availability; what will happen?
Let’s imagine a scenario where the availability of nuclear power plants in France improves significantly. Thanks to successful and quicker maintenance operations, as well as favorable weather conditions (with no plant shutdowns due to heatwaves), the nuclear fleet reaches its full potential. In this scenario, we won’t consider future SMRs or new EPR reactors, but instead, return to nuclear production levels comparable to pre-crisis, around 400 TWh.
Using 2023 figures for electricity consumption and production in France, this level of production would generate a surplus of 118.6 TWh. This means that France would become a significant electricity exporter, as its domestic energy needs would be fully met.
However, this situation could create a dilemma. If neighboring countries do not need large quantities of imported electricity because they are already covering their own needs, this surplus production in France could lead to a drop in electricity prices. As a result, EDF, the main electricity producer in France, might not find it beneficial to further improve its efficiency, as an oversupply would drive down market revenues.

Graphique généré par notre outil NoosIA
Is a second energy crisis possible?
Spoiler Alert: we cannot answer this question with a yes or no. Indeed, there are numerous 'swords of Damocles' hanging over us. If any of the following scenarios were to occur, prices could rise sharply once again.
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Rapid increase in global natural gas consumption
a. Le revenu PRE est supérieur au revenu ACC

Another hypothesis is the geopolitical risk, particularly related to Russia or the Middle East. Indeed, throughout 2024, attacks on Ukrainian energy infrastructure could continue and extend to European infrastructure in the coming years. In the Middle East region, various tensions could lead to the closure of the Panama Canal, forcing oil tankers and LNG carriers to take a longer route to Europe, resulting in price increases.
Exemple du PRE sur une journée

Source : RTE https://www.services-rte.com/fr/visualisez-les-donnees-publiees-par-rte/equilibrage.html
b. Le revenu PRE est inférieur au revenu ACC

On suit la même logique que dans l’exemple précédent. Contrairement à tout à l’heure, il est ici plus intéressant pour le producteur de soutirer de l’énergie du réseau et de réduire son autoconsommation. Dans ce cas, le gain serait de 182 €.
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Rapid increase in global natural gas consumption

Lorsque vous combinez le revenu de l’autoconsommation collective (ACC) avec celui du marché spot, une étape supplémentaire est nécessaire par rapport à un modèle 100 % ACC.
Étape ex-ante : définir une répartition avec Augmented Energy
Avant le début de la période (ex-ante), vous devez déterminer une répartition prévisionnelle entre :
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les volumes livrés aux consommateurs de l’ACC,
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et les volumes destinés à la vente sur le marché spot.
Cette clé permet d’anticiper les volumes non couverts par l’ACC, qui seront donc valorisés au prix spot. Augmented Energy vous accompagne dans la définition optimale de cette répartition.
Recommandation : sous-dimensionner les volumes livrés dans le cadre de l’ACC. Cela permet de limiter les risques de pertes en cas de baisse de consommation. Il est donc conseillé de calibrer l’ACC sur le « talon » de consommation des clients (consommation minimale et constante).Dans ce type de modèle, il est préférable d’avoir des boucles déséquilibrées en faveur de la consommation (légèrement surdimensionnée par rapport à la production).
→ Foisonnement & boucle légèrement moins déséquilibrée
Imaginons, vous avez effectué votre répartition ACC/Marché ex-ante, cependant, la consommation réelle des membres de votre ACC a été plus faible que prévu.
Y a-t-il un risque, et comment l’éviter ? Oui, il existe un risque.
Si, en fin de période, la consommation réelle des membres de l’ACC est inférieure à la production affectée à l’ACC, cela peut créer un excédent non consommé.
Dans ce cas, vous devrez vendre ce surplus au PRE (prix des écarts), sans possibilité de choix. Et si, à l’inverse, la consommation est supérieure à la production affectée à l’ACC, vous devrez acheter au prix PRE également.
Une fois que vous avez vendu votre production sur le marché spot ex-ante, ce volume est “verrouillé”. Si vous souhaitez le réduire ou le rediriger ex-post vers l’ACC, si vous constatez une consommation plus élevée, vous devrez “racheter” ce volume aux prix des écarts négatifs.
Exemple chiffrés
1) La consommation réelle est inférieure au prévision ACC
Vous avez 100 MWh de production.
Prévisions ex-ante
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70 MWh en ACC
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30 MWh vendus sur le marché spot
Réelle (ex-post)
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60 MWh en ACC
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30 MWh sur le marché spot
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10 MWh au PRE
Vous aviez prévu que les membres de votre ACC consommeraient 70MWh. Cependant, ils ont finalement consommé 60 MWh. Les 10 MWh restants n’ont pas pu être vendus sur le marché day-ahead, car la vente sur le spot se fait ex-ante. Ces 10MWh sont donc vendus au prix des écarts.
CEPENDANT, comme nous l’avons expliqué précédemment, vous pouvez effectuer un arbitrage ex-post entre le revenu ACC et le revenu PRE. Vous pouvez donc choisir ex-post à quel moment du mois vous affectez les volumes au titre de l’ACC (prix fixe) et quand vous préférez les affecter au PRE (écart positif).
2) La consommation réelle est supérieur au prévision ACC
Vous avez 100 MWh de production.
Prévisions ex-ante :
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70 MWh destinés à l’ACC
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30 MWh vendus au marché spot
Réelle (ex-post) :
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Les membres de l’ACC consomment 80 MWh
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30 MWh du marché spot
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Vous devez donc :
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Soit affecter 70 MWh à l’ACC (maximum prévu)
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Soit affecter 80 MWh à l’ACC et acheter 10 MWh au PRE- pour compléter la conso réelle
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⟶ La seconde option est intéressante si le PRE- est < au prix spot
Vous aviez prévu que les membres de votre ACC consommeraient 70 MWh. Cependant, ils ont finalement consommé 80 MWh. Si vous les livrez avec l’ACC, il vous manquera donc 10 MWh.
Comme vous ne pouvez pas « réaffecter » les volumes du marché spot ex-post (ils ont déjà été vendus), vous êtes obligés de racheter les 10 MWh manquants au prix des écarts négatifs (PRE-). Cela représente un surcoût si le PRE- est plus élevé que le prix spot sur le même pas de temps.
Cas simplifié : 50% ACC - 50% Marché + AO CRE

Actuellement, de plus en plus de producteurs souhaitent combiner leurs ACC avec un complément de rémunération. Le complément de rémunération Dans ce mécanisme, les producteurs d’électricité EnR commercialisent leur énergie directement sur les marchés, une prime vient compenser l’écart entre les revenus tirés de cette vente et un niveau de rémunération de référence.
Définition utile pour la suite M0 : moyenne mensuelle du prix spot pondéré par les volumes de production d’une technologie renouvelable.
En ACI et en ACC, le surplus que vous vendez est souvent en été pendant les pointes solaire quand les prix spot sont nul ou négatif.
En été , le M0 est environ à 30€/MWh
En hiver, le M0 est environ à 100€/MWh
1) Le M0 est inférieur au revenu ACC.
Cette situation est la plus courante.
HYPOTHESES
Vous avez 100 MWh de production.
Prix de vente ACC = 120€/MWh
Prix de vente marché spot = 40€/MWh
M0 = 50€/MWh (ex-post)
Complément de rémunération (CR) applicable sur la part injectée :
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Tarif 100€/MWh (issu de l’appel d’offres)
⟶ CR = 60€/MWh
Prévisions ex-ante :
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70 MWh destinés à l’ACC
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30 MWh ⟶ Injectés et vendus sur le marché avec complément de rémunération
Calcul :
Revenu ACC = 70 MWh × 120 €/MWh = 8 400 €
Revenu marché : 30 MWh × 40 €/MWh = 1 200 €
Complément de rémunération : 30 MWh × 60 €/MWh = 1 800 €
Revenu total = 8 400 € + 1 200 € + 1 800 € = 11 400 €
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Revenu moyen par MWh produit : 11 400 € / 100 MWh = 114 €/MWh
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Objectif minimum atteint : M0 = 50 €/MWh
Remarque :
Le M0 est une donnée connue ex-post. Dans cet exemple, nous conservons la même répartition ACC/Marché pour illustrer les effets d’un M0 inférieur ou supérieur au revenu ACC, sans alourdir l’analyse.
Je n’ai volontairement pas intégré les arbitrages ex-post entre ACC et PRE (déjà abordés dans la section ACC & Marché), afin de simplifier la compréhension.
Cependant, il est important de garder à l’esprit que cette étape d’arbitrage existe également dans ce modèle de rémunération.
2) Le M0 est supérieur au revenu ACC.
Vous avez 100 MWh de production.
Prix de vente ACC = 120€/MWh
Prix de vente marché spot = 125€/MWh
M0 = 130€/MWh
Complément de rémunération (CR) applicable sur la part injectée :
-
Tarif 100€/MWh (issu de l’appel d’offres)
⟶ CR = -30€/MWh ( M0 > tarif)
Prévisions ex-ante :
-
70 MWh destinés à l’ACC
-
30 MWh ⟶ Injectés et vendus sur le marché avec complément de rémunération
Calcul :
Revenu ACC = 70 MWh × 120 €/MWh = 8 400 €
Revenu marché : 30 MWh × 125 €/MWh = 3 750€
Complément de rémunération : 30 MWh × -30 €/MWh = -900€
Revenu total = 8 400 € + 3 750 € - 900= 11 250€
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Revenu moyen par MWh produit : 12 450 € / 100 MWh = 112,5 €/MWh
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Objectif minimum non atteint : 124,5 MWh < M0 = 130 €/MWh
En ne changeant pas la répartition initiale, l’objectif de rentabilité n’est pas atteint.
Ici, il faut utiliser l’arbitrage entre l’ACC et le PRE+ ex-post pour garantir le M0. Cette arbitrage est expliqué dans la partie ACC & Marché.