AleaSoft Energy Forecasting, 18 novembre 2024. Au cours de la deuxième semaine de novembre, les prix moyens sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité étaient supérieurs à 100 €/MWh, bien qu’en baisse par rapport à la semaine précédente. Cette baisse s’explique par l’augmentation de la production d’énergie éolienne et par la hausse des prix du gaz, qui ont atteint les valeurs les plus élevées de l’année 2024. Malgré cela, les marchés ibérique et français ont enregistré le prix journalier le plus élevé de l’année. Au Portugal, l’énergie photovoltaïque a de nouveau dépassé le record de production pour une seule journée en novembre. La demande a augmenté sur la plupart des marchés, avec une hausse descontrats à terme sur le CO2 et une baisse des contrats à terme sur le Brent.
Production solaire photovoltaïque et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 11 novembre, la production solaire photovoltaïque a augmenté par rapport à la semaine précédente sur les marchés italien et français, respectivement de 0,3% et de 6,2%. En revanche, les marchés de la péninsule ibérique et de l’Allemagne ont enregistré des baisses de production avec cette technologie. Le marché allemand a enregistré la plus forte baisse (27 %) et a maintenu la tendance à la baisse pour la cinquième semaine consécutive. Le marché portugais a connu la baisse la plus faible (7,4 %), tandis que le marché espagnol a enregistré une baisse de 23 %.
Malgré la baisse de la production solaire photovoltaïque au cours de la semaine sur le marché portugais, ce dernier a atteint le lundi 11 novembre la production journalière historique la plus élevée pour un mois de novembre, avec 14 GWh. D’autre part, le marché français a enregistré la troisième valeur la plus élevée pour un mois de novembre, avec 52 GWh le vendredi 15 novembre.
Pour la semaine du 18 novembre, les prévisions de production solaire d’ AleaSoft Energy Forecasting prévoient des augmentations sur les marchés allemand et espagnol, tandis qu’elles prévoient une diminution de la production solaire sur le marché italien.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.Au cours de la deuxième semaine de novembre, la production d’énergie éolienne a augmenté sur tous les principaux marchés européens, après les baisses enregistrées la semaine précédente. Le marché allemand a enregistré la plus forte augmentation, soit 267 %, suivi par le marché italien (209 %) et le marché français (147 %). En revanche, les marchés ibériques ont connu la croissance la plus faible, atteignant 83 % au Portugal et 90 % en Espagne.
Pour la troisième semaine de novembre, les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent une augmentation de la production de cette technologie sur la plupart des marchés européens analysés, à l’exception du marché portugais, où l’on prévoit une diminution.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.Demande d’électricité
Au cours de la semaine du 11 novembre, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Le marché français a enregistré la plus forte augmentation (8,3 %) et a maintenu sa tendance à la hausse pour la quatrième semaine consécutive. Les marchés portugais, espagnol, allemand et italien ont enregistré des hausses pour la deuxième semaine consécutive, avec des valeurs allant de 3,2 % au Portugal à 4,9 % en Italie. En revanche, les marchés des Pays-Bas, de la Belgique et de la Grande-Bretagne ont connu une évolution à la baisse. Le marché néerlandais a enregistré la plus forte baisse (5,2 %), tandis que les marchés britannique et belge ont reculé respectivement de 0,4 % et de 1,4 %.
Les températures moyennes ont baissé sur la plupart des marchés analysés. La péninsule ibérique a connu la plus forte baisse des températures moyennes, avec une diminution de 3,1°C, tandis que l’Allemagne a enregistré la plus faible baisse de 0,1°C. La Grande-Bretagne, la France et l’Italie ont enregistré des baisses allant de 0,9°C en Grande-Bretagne à 3,0°C en Italie. En revanche, la Belgique et les Pays-Bas ont vu leurs températures moyennes augmenter respectivement de 1,6°C et de 2,1°C.
Le jour férié de l’Armistice en Belgique et en France le 11 novembre, combiné à des températures moyennes plus basses en Belgique, a entraîné une baisse de la demande sur ce marché. Sur le marché français, la baisse des températures moyennes au cours de la semaine a entraîné une augmentation de la demande, malgré la réduction de l’activité professionnelle pendant le jour férié du lundi.
Pour la troisième semaine de novembre, les prévisions de demande d’ AleaSoft Energy Forecasting indiquent que la demande augmentera sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, à l’exception de la péninsule ibérique et de l’Allemagne, où la demande devrait diminuer par rapport à la semaine précédente.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au cours de la deuxième semaine de novembre, les prix moyens sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont baissé par rapport à la semaine précédente. Le marché italien IPEX a été l’exception, avec une augmentation de 7,6 %. Le marché allemand EPEX SPOT a enregistré la plus forte baisse de prix (18 %) après les prix élevés de la semaine précédente, qui ont même dépassé 800 €/MWh pendant quelques heures. En revanche, le marché EPEX SPOT en France a enregistré la plus faible baisse de 0,7 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé de 5,5 % sur le marché belge et de 12 % sur le marché néerlandais.
Au cours de la deuxième semaine de novembre, les moyennes hebdomadaires sont restées supérieures à 100 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés. L’exception est le marché nordique Nord Pool, qui a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, à savoir 30,00 €/MWh. En revanche, c’est le marché italien qui a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus élevée, à savoir 132,84 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié de 102,37 €/MWh sur le marché espagnol MIBEL à 120,29 €/MWh sur le marché allemand.
En ce qui concerne les prix journaliers, le marché nordique a atteint le lundi 11 novembre son prix le plus élevé depuis le 27 avril 2024, à 68,17 €/MWh. Le jeudi 14 novembre, le marché français a enregistré un prix de 125,10 €/MWh, le plus élevé sur ce marché depuis le 7 décembre 2023. En ce qui concerne les marchés espagnol et portugais, le lundi 18 novembre, le prix était de 136,37 €/MWh, soit le prix le plus élevé depuis le 17 octobre 2023.
Au cours de la semaine du 11 novembre, malgré l’augmentation des prix hebdomadaires du gaz et des quotas d’émission de CO2 et l’augmentation de la demande sur certains marchés, l’augmentation significative de la production d’énergie éolienne a entraîné une baisse des prix sur les marchés européens de l’électricité. Dans le cas du marché italien, bien que la production éolienne et solaire ait augmenté, sa dépendance au gaz pour la production d’électricité et l’augmentation de la demande ont contribué à la hausse des prix.
Les prévisions de prix d’ AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la troisième semaine de novembre, les prix continueront à baisser sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. L’augmentation de la production d’énergie éolienne sur la plupart des marchés favorisera ce comportement. Dans le cas des marchés allemand et espagnol, l’augmentation de la production solaire et la baisse de la demande contribueront également à faire baisser les prix. Toutefois, les prix pourraient augmenter sur le marché britannique N2EX, où l’on s’attend à ce que la demande augmente le plus.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, carburants et CO2
Les contrats à terme sur le pétrole brut Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont commencé la deuxième semaine de novembre par une baisse de 2,8 % par rapport à la dernière session de la semaine précédente, enregistrant un prix de clôture de 71,83 $/b le lundi 11 novembre. Par la suite, les prix ont légèrement augmenté et le jeudi 14 novembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 72,56 $/b. Cependant, le vendredi 15 novembre, il y a eu une baisse de 2,1 % par rapport à la veille. En conséquence, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas à 71,04 $/b. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est inférieur de 3,8 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis le 12 septembre. Sur l’ensemble de la semaine, le prix de clôture moyen est en baisse de 4,1 % par rapport à la semaine précédente.
Au cours de la deuxième semaine de novembre, l’OPEP a revu à la baisse ses prévisions de croissance de la demande de pétrole pour 2024 et 2025. L’Agence internationale de l’énergie a également revu à la baisse ses prévisions pour 2025. En ce qui concerne les prévisions de la demande mondiale pour 2024, l’Agence internationale de l’énergie a relevé ses prévisions par rapport à octobre, même si elles restent inférieures à celles de l’OPEP. Les inquiétudes concernant l’évolution de la demande en Chine se sont poursuivies au cours de la deuxième semaine de novembre. Les attentes de nouvelles réductions des taux d’intérêt aux États-Unis, ainsi qu’un dollar plus fort, ont également exercé une pression à la baisse sur les prix à terme.
Quant aux prix de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le premier mois, ils ont augmenté dans presque toutes les séances de la deuxième semaine de novembre, à l’exception du 13 novembre. Ce jour-là, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire minimum de 43,67 €/MWh. D’autre part, suite aux augmentations, le vendredi 15 novembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 46,55 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 9,8 % à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis le 25 novembre 2023.
La hausse des prix du gaz au cours de la première quinzaine de novembre a été influencée par le fait que, bien que les stocks de gaz européens restent élevés, ils ont commencé à se vider plus tôt que l’année dernière, ce qui suscite des inquiétudes quant à l’impact que cela pourrait avoir sur le processus de remplissage pour faire face à l’été 2025. En outre, les prévisions de températures basses ont soutenu l’augmentation des prix à terme du gaz TTF au cours de la deuxième semaine de novembre. Les inquiétudes concernant l’interruption possible des livraisons de gaz de la Russie via l’Ukraine à partir du 31 décembre, ainsi que l’interruption des livraisons de gaz russe à l’Autriche depuis le 16 novembre, ont également contribué à l’augmentation des prix.
Quant aux contrats à terme sur le CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2024, ils ont commencé la deuxième semaine de novembre par des baisses de prix. Ces baisses se sont poursuivies jusqu’au 13 novembre. Ce jour-là, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 66,31 €/t. Cependant, après une augmentation de 3,0 % par rapport à la veille, le jeudi 14 novembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 68,27 €/t. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus élevé depuis le 3 septembre. Le vendredi 15 novembre, les prix ont de nouveau baissé pour atteindre 68,01 €/t. Ce prix de clôture n’était plus que de 0,01 %. Ce prix de clôture n’était inférieur que de 0,01 €/t à celui du vendredi précédent. Malgré ces baisses, la moyenne hebdomadaire était supérieure de 3,2 % à celle de la semaine précédente.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ICE et EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés européens de l’énergie et du stockage de l’énergie
Le jeudi 14 novembre, AleaSoft Energy Forecasting a organisé le 49e webinaire de sa série de webinaires mensuels. Luis Marquina de Soto, président d’AEPIBAL, l’association européenne des entreprises du secteur des batteries, des piles et du stockage de l’énergie, a participé à ce webinaire. À cette occasion, le webinaire a analysé l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie pour l’hiver 2024-2025, ainsi que les perspectives des batteries, de l’hybridation et du stockage de l’énergie. De plus, les services d’AleaSoft pour les projets de batteries et d’hybridation ont été expliqués.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
