AleaSoft Energy Forecasting, 4 novembre 2024. Au cours de la dernière semaine d’octobre, les prix sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente, dépassant la moyenne hebdomadaire de 80 €/MWh. Le 4 novembre, certains marchés ont enregistré les prix horaires les plus élevés de l’année. L’énergie photovoltaïque a atteint des records de production pour une journée en novembre sur tous les principaux marchés européens, tandis que la production éolienne a augmenté sur la plupart d’entre eux. Les prix à terme du CO2 ont augmenté et les prix du gaz ont dépassé 40 €/MWh pendant la majeure partie de la semaine.
Production solaire photovoltaïque et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 28 octobre, la production solaire photovoltaïque a augmenté par rapport à la semaine précédente sur le marché italien pour la deuxième semaine consécutive, cette fois de 51%. En revanche, la production de cette technologie a baissé sur les marchés allemand, portugais, espagnol et français. Le marché allemand a enregistré la plus forte baisse (30 %), maintenant sa tendance à la baisse pour la troisième semaine consécutive. Le marché français a connu la plus faible baisse (1,6 %), tandis que la péninsule ibérique a enregistré des baisses de 22 % en Espagne et de 26 % au Portugal.
Malgré la baisse de la production photovoltaïque sur l’ensemble de la semaine, tous les marchés analysés ont enregistré une production record sur une journée en novembre. En Italie et en France, ce fut le cas le 1er novembre, avec respectivement 72 GWh et 59 GWh produits. Le samedi 2 novembre, le marché ibérique a enregistré une production record avec cette technologie de 98 GWh en Espagne et de 13 GWh au Portugal. Enfin, le marché allemand a établi un record de production solaire photovoltaïque pour le onzième mois de l’année, avec 131 GWh le dimanche 3 novembre.
Pour la première semaine de novembre, les prévisions de production solaire d’ AleaSoft Energy Forecasting annoncent des hausses sur les marchés allemand et espagnol, tandis que le marché italien devrait connaître une baisse de la production solaire.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Au cours de la dernière semaine d’octobre, la production d’énergie éolienne a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché portugais a enregistré la plus forte augmentation (54 %), maintenant sa tendance à la hausse pour la deuxième semaine consécutive. Le marché italien a enregistré la deuxième plus forte augmentation (29 %) et les marchés allemand et espagnol ont enregistré des augmentations de 2,3 % et 8,4 %, respectivement, après deux semaines de baisse. En revanche, sur le marché français, la production d’énergie éolienne a poursuivi sa tendance à la baisse pour la cinquième semaine, chutant cette fois de 34 %.
Pour la semaine du 4 novembre, les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting annoncent une baisse généralisée de la production d’énergie éolienne sur les marchés européens analysés.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Demande d’électricité
Au cours de la semaine du 28 octobre, la demande d’électricité a diminué sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte baisse (9,5 %), tandis que le marché portugais a connu la plus faible baisse (1,2 %). Sur les marchés espagnol, belge et allemand, la demande a diminué respectivement de 2,1 %, 3,4 % et 4,4 %. Sur le marché allemand, la demande a baissé pour la troisième semaine consécutive, tandis que sur les marchés espagnol et portugais, elle a baissé pour la deuxième semaine.
En revanche, la demande a augmenté sur les marchés néerlandais, britannique et français. Le marché néerlandais a enregistré la plus forte augmentation (9,9 %), tandis que les marchés français et britannique ont connu des augmentations respectives de 2,5 et 5,0 %. Le marché néerlandais a enregistré une augmentation de la demande pour la sixième semaine consécutive et le marché français pour la deuxième semaine.
Les températures moyennes ont baissé sur tous les marchés analysés. L’Italie a enregistré la plus forte baisse des températures moyennes, soit 2,3°C, tandis que la Grande-Bretagne a connu la plus faible baisse, soit 0,2°C. L’Espagne, le Portugal, la Belgique, les Pays-Bas, l’Allemagne et la France ont enregistré des baisses allant de 0,3°C en Espagne à 2,0°C en France.
Les jours fériés du 1er novembre, la Toussaint, qui est célébrée au niveau national en Espagne, au Portugal, en Italie et en Belgique, ainsi que dans certaines régions d’Allemagne, ont contribué à la baisse de la demande sur la plupart des marchés analysés. Bien que le 1er novembre soit également un jour férié en France, la baisse des températures moyennes a stimulé la demande sur ce marché.
Pour la première semaine de novembre, selon les prévisions de demande d’ AleaSoft Energy Forecasting, la demande augmentera de manière générale sur les principaux marchés européens de l’électricité analysés par rapport à la semaine précédente.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au cours de la dernière semaine d’octobre, les prix moyens sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Les exceptions sont le marché italien IPEX et le marché nordique Nord Pool, avec des baisses respectives de 3,1 % et 11 %. Le marché EPEX SPOT en France a enregistré la plus forte augmentation de prix en pourcentage, soit 21%. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté de 8,1 % sur le marché allemand EPEX SPOT et de 19 % sur le marché belge EPEX SPOT.
Au cours de la dernière semaine d’octobre, les moyennes hebdomadaires ont dépassé 80 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés. L’exception est le marché nordique, qui a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse (10,86 €/MWh). En revanche, le marché italien a atteint la moyenne hebdomadaire la plus élevée, soit 117,20 €/MWh, malgré la baisse des prix sur ce marché. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié de 82,93 €/MWh sur le marché portugais MIBEL à 114,06 €/MWh sur le marché britannique N2EX.
En termes de prix horaires, le lundi 4 novembre de 17h00 à 18h00, les marchés allemand et néerlandais ont enregistré leurs prix les plus élevés depuis le 24 septembre, avec respectivement 290,21 €/MWh et 269,76 €/MWh. Ce jour-là, de 18h00 à 19h00, le marché britannique a atteint son prix le plus élevé depuis le 2 décembre 2023, à 207,25 £/MWh, tandis que le marché français a enregistré le deuxième prix le plus élevé de 2024 jusqu’à présent, à 160,54 €/MWh.
Au cours de la semaine du 28 octobre, l’augmentation du prix moyen des quotas d’émission de CO2 par rapport à la semaine précédente, ainsi que la baisse de la production solaire sur la plupart des marchés, ont entraîné une hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité. En outre, bien que la moyenne hebdomadaire des prix du gaz ait diminué par rapport à la semaine précédente, des valeurs supérieures à 40 €/MWh ont été atteintes presque chaque jour, ce qui a favorisé la hausse des prix sur les marchés de l’électricité. L’augmentation de la demande d’électricité sur certains marchés a également contribué à ce comportement. En outre, sur le marché français, la production d’énergie éolienne a diminué, ce qui a favorisé la plus forte augmentation des prix sur ce marché.
Les prévisions de prix d’ AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, durant la première semaine de novembre, les prix continueront d’augmenter sur les marchés européens de l’électricité, sous l’influence d’une augmentation de la demande et d’une diminution de la production d’énergie éolienne.
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 dernière semaine d’octobre par des baisses de prix. Le mardi 29 octobre, ils ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 71,12 $/bbl. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus bas depuis le 12 septembre. En revanche, lors des deux dernières séances d’octobre, les prix se sont redressés. Le jeudi 31 octobre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 73,16 $/b. Le vendredi 1er novembre, il y a eu une légère baisse et le prix de clôture était de 73,10 $/b, soit 3,9 % de moins que le vendredi précédent.
Au cours des premières séances de la dernière semaine d’octobre, les inquiétudes concernant l’évolution de la demande mondiale de pétrole ont exercé une influence à la baisse sur les prix à terme du pétrole Brent. Toutefois, la diminution des stocks américains et l’intention du gouvernement américain de reconstituer ses réserves stratégiques de pétrole, ainsi que les attentes d’un report des augmentations de production de l’OPEP+, ont contribué à la reprise des prix. Enfin, le dimanche 3 novembre, l’OPEP+ a annoncé qu’elle reportait d’un mois les augmentations de production prévues pour décembre, ce qui aura également une influence à la hausse sur les prix au cours de la première semaine de novembre.
Quant aux prix de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le premier mois, ils ont enregistré des valeurs supérieures à 40 €/MWh pendant la majeure partie de la semaine. Le mardi 29 octobre, ils ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 42,87 €/MWh. À partir du 30 octobre, les prix ont diminué. En conséquence, le vendredi 1er novembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 39,18 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 10 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis le 10 octobre.
Les niveaux élevés des stocks européens et l’abondance de l’offre ont contribué à la baisse des prix lors de la plupart des sessions de la dernière semaine d’octobre.
Quant aux contrats à terme sur le CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence décembre 2024, ils ont atteint leur plus haut prix de clôture hebdomadaire de 67,28 €/t le mardi 29 octobre. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus élevé depuis le 4 septembre. Cependant, au cours des autres séances de la semaine, les prix ont baissé. Par conséquent, le vendredi 1er novembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 63,87 €/t. Ce prix était inférieur de 4,6 % au prix de clôture de l’année précédente. Ce prix était inférieur de 4,6 % à celui du vendredi précédent. Toutefois, la moyenne de la dernière semaine d’octobre était supérieure de 1,6 % 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, le financement des projets renouvelables, les batteries et l’hybridation
Le jeudi 17 octobre, AleaSoft Energy Forecasting a organisé le 48e webinaire de sa série de webinaires mensuels. Pour la cinquième fois, des intervenants de Deloitte ont participé à ce webinaire. Outre l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie pour l’hiver 2024-2025, le webinaire a abordé le financement des projets d’ énergies renouvelables, les perspectives des batteries et de l’hybridation, ainsi que l’importance des prévisions dans les audits et l’évaluation des portefeuilles. Parmi les sujets abordés lors du webinaire figurait l’analyse du TRI des batteries dans différents scénarios de diffusion. Selon cette analyse, les batteries commencent à devenir rentables en raison de la baisse de leur prix, ce qui constitue un tournant dans le développement des énergies renouvelables par l’hybridation.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
