AleaSoft Energy Forecasting, 3 décembre 2024. En novembre, les prix mensuels sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité ont dépassé les 100 €/MWh. Sur presque tous les marchés, il s’agissait du prix mensuel le plus élevé depuis au moins mai 2023. L’augmentation des prix du gaz, qui ont atteint la moyenne la plus élevée depuis décembre 2023, a été le principal moteur de ces hausses. La hausse des prix du CO2 et de la demande d’électricité, ainsi que la baisse de la production d’énergie photovoltaïque, ont également entraîné une augmentation des prix par rapport à octobre, même si la production d’énergie éolienne a augmenté sur la plupart des marchés. L’énergie photovoltaïque a enregistré des records de production en novembre en Espagne, en Italie, en France et au Portugal.
Production d’énergie solaire photovoltaïque et éolienne
En novembre 2024, tous les principaux marchés européens de l’électricité ont enregistré une croissance de plus de 10 % de la production d’énergie solaire photovoltaïque par rapport au même mois de l’année précédente. Le marché portugais est en tête des augmentations en pourcentage, avec 35 %. Sur les autres marchés, la production d’énergie solaire photovoltaïque a augmenté de 13 % en Allemagne à 23 % en Italie.
En revanche, la comparaison de la production d’énergie solaire entre octobre et novembre 2024 montre une tendance inverse. En raison de la réduction des heures de clarté, la production d’énergie solaire photovoltaïque a diminué en novembre sur tous les marchés analysés. Le marché allemand a enregistré la plus forte baisse (54 %). Sur les autres marchés, les baisses vont de 12 % en Espagne à 25 % en France.
Quatre marchés ont battu le record historique de production d’énergie photovoltaïque en novembre. Le marché espagnol est en tête avec une production de 2311 GWh. Il était suivi par les marchés italien et français, qui ont produit respectivement 1430 GWh et 1188 GWh avec cette technologie. Le marché portugais ferme la marche avec une production de 267 GWh.
Les augmentations de production susmentionnées reflètent l’augmentation d’une année sur l’autre de la capacité d’énergie photovoltaïque installée. Selon les données de Red Eléctrica, entre novembre 2023 et novembre 2024, l’Espagne a ajouté 4088 MW au système péninsulaire. Au cours de la même période, le marché portugais a augmenté sa capacité solaire de 1002 MW.
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.En novembre 2024, la production d’énergie éolienne a diminué sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité par rapport à novembre 2023. Les baisses allaient de 25 % sur le marché allemand à 41 % sur le marché italien. L’exception est le marché portugais, où la production d’énergie éolienne a augmenté de 5,8 % en glissement annuel.
Par rapport à octobre 2024, la production d’énergie éolienne a augmenté en novembre sur la plupart des marchés analysés. Les augmentations varient de 7,0 % sur le marché portugais à 33 % sur le marché italien. Le marché espagnol a été l’exception, avec une production d’énergie éolienne en baisse de 12 % par rapport au mois d’octobre.
Selon les données de Red Eléctrica, entre novembre 2023 et novembre 2024, l’Espagne a ajouté 789 MW de capacité éolienne au système péninsulaire. Au cours de la même période, le marché portugais a gagné 31 MW de nouvelle capacité.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Demande d’électricité
En novembre 2024, la demande d’électricité a augmenté aux Pays-Bas, en Grande-Bretagne, en Belgique et en France par rapport à la même période en 2023. Le marché néerlandais a enregistré la plus forte hausse, 4,5 %, tandis que le marché français a enregistré la plus faible hausse, 1,1 %. La tendance inverse a été observée en Allemagne et sur les marchés du sud de l’Europe. Sur les marchés espagnol et allemand, la demande a baissé respectivement de 1,6 % et de 1,2 %, et sur le marché italien de 0,7 %. Le marché portugais a enregistré la plus faible baisse de la demande, avec une diminution de 0,4 % par rapport à novembre 2023.
Toutefois, si l’on analyse l’évolution de la demande par rapport à octobre 2024, la situation est beaucoup plus uniforme sur tous les grands marchés européens. Avec le changement de saison et les températures plus froides, la demande a augmenté sur tous les marchés analysés par rapport au mois précédent. Les marchés français, britannique et néerlandais ont enregistré une croissance à deux chiffres, de 18 %, 14 % et 12 % chacun. Les marchés d’Europe du Sud ont enregistré une augmentation plus faible de la demande par rapport au mois d’octobre, avec une croissance de 2,8 %, 2,5 % et 1,6 % en Italie, au Portugal et en Espagne, respectivement.
Sur la plupart des marchés analysés, le mois de novembre 2024 a été plus froid que le même mois en 2023. La baisse des températures moyennes a été comprise entre 0,2 °C en France et 1,0 °C en Italie. En revanche, en Espagne, au Portugal et en Grande-Bretagne, les températures moyennes ont augmenté d’une année sur l’autre de 0,3 °C à 0,5 °C.
Conformément à l’avancée de l’automne, les températures moyennes en novembre ont été inférieures à celles du mois précédent sur tous les marchés analysés. Les variations allaient de -6,5°C en Italie à -3,2°C au Portugal.
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 mois de novembre 2024, le prix moyen mensuel sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité était supérieur à 100 €/MWh. Le marché Nord Pool des pays nordiques a fait exception, avec une moyenne de 37,28 €/MWh. Le marché IPEX en Italie a enregistré le prix mensuel le plus élevé, 130,89 €/MWh. Sur les autres marchés européens de l’électricité analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les moyennes s’échelonnent de 100,53 €/MWh sur le marché français EPEX SPOT à 117,30 €/MWh sur le marché britannique N2EX.
Par rapport au mois d’octobre, les prix moyens ont augmenté sur tous les marchés européens de l’électricité analysés par AleaSoft Energy Forecasting. Les marchés nordique et français ont enregistré les plus fortes hausses de prix en pourcentage, soit 56 % et 62 % respectivement. Sur les autres marchés, les prix ont augmenté de 12 % sur le marché italien et de 52 % sur le marché espagnol MIBEL.
Si l’on compare les prix moyens du mois de novembre à ceux enregistrés au cours du même mois de 2023, les prix ont également augmenté sur la plupart des marchés analysés. L’exception est le marché nordique, avec une baisse de prix de 50 %. En revanche, les marchés espagnol et portugais ont enregistré les plus fortes hausses, 65 % dans les deux cas. Sur les autres marchés, les augmentations de prix ont varié de 7,5 % sur le marché italien à 25 % sur le marché allemand.
Suite à ces hausses de prix, les marchés allemand, espagnol, néerlandais et portugais ont enregistré en novembre 2024 leurs moyennes les plus élevées depuis mars 2023. Les marchés belge et britannique ont atteint leurs moyennes les plus élevées depuis avril 2023. Le marché français a atteint la moyenne la plus élevée depuis mai 2023, tandis que le marché italien a enregistré la moyenne la plus élevée depuis novembre 2023. Quant à la moyenne du marché nordique, elle est la plus élevée depuis mai 2024.
En novembre 2024, l’augmentation des prix du gaz et des quotas d’émission de CO2 par rapport au mois précédent, la baisse de la production d’énergie solaire et l’augmentation de la demande ont favorisé la hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité, malgré l’augmentation de la production d’énergie éolienne sur la plupart des marchés analysés.
En revanche, l’augmentation du prix moyen du gaz et la baisse de la production d’énergie éolienne par rapport à novembre 2023 sur la plupart des marchés ont entraîné des augmentations de prix en glissement annuel sur les marchés européens de l’électricité. En outre, la demande d’électricité a augmenté sur certains marchés.
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 Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont enregistré un prix moyen mensuel de 73,40 dollars le baril au mois de novembre. Cette valeur était inférieure de 2,6 % à celle atteinte par les contrats à terme du premier mois d’octobre, soit 75,38 $/b. Elle était également inférieure de 11 % à celle correspondant aux contrats à terme du premier mois d’octobre. Elle était également inférieure de 11 % à celle correspondant aux contrats à terme du mois de novembre 2023, soit 82,03 $/b.
Début novembre, la baisse de production dans le golfe du Mexique due à l’ouragan Rafael et l’intention du gouvernement américain de remplir ses réserves stratégiques ont exercé une influence à la hausse sur les prix à terme du pétrole Brent. La décision de l’OPEP+ de reporter les augmentations de production prévues pour décembre a également exercé une pression à la hausse sur les prix en novembre. Malgré ces facteurs, les prix à terme du pétrole Brent ont baissé au cours du mois, influencés par les inquiétudes concernant l’évolution de la demande. En novembre, l’Agence internationale de l’énergie et l’OPEP ont revu à la baisse leurs prévisions de croissance de la demande mondiale de pétrole en 2025.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, la valeur moyenne enregistrée au cours du mois de novembre était de 44,71 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit de la moyenne mensuelle la plus élevée depuis décembre 2023.
Par rapport à la moyenne des contrats à terme du premier mois négociés en octobre, soit 40,42 €/MWh, la moyenne de novembre a augmenté de 11 %. Par rapport aux contrats à terme du mois de novembre 2023, dont le prix moyen était de 45,75 €/MWh, il y a eu une baisse de 2,3 %.
L’ouragan Rafael a également exercé son influence à la hausse sur les prix à terme du gaz TTF au début du mois de novembre. En outre, les inquiétudes concernant l’approvisionnement en gaz de la Russie et les perspectives d’augmentation de la demande en raison de la baisse des températures ont également contribué à l’augmentation des prix par rapport au mois précédent. D’un autre côté, les niveaux élevés des réserves européennes ont maintenu les prix de règlement en dessous de 45 €/MWh dans la plupart des sessions de la première moitié du mois. Cela a contribué à ce que la moyenne mensuelle soit inférieure à celle de novembre 2023. Toutefois, les niveaux des réserves européennes à la fin du mois de novembre 2024 étaient inférieurs à ceux de l’année précédente, ce qui a permis aux prix de règlement de dépasser ce niveau au cours de la deuxième partie du mois.
En ce qui concerne les contrats à terme sur les quotas d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2024, ils ont atteint un prix moyen de 67,51 €/t en novembre. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, cela représente une augmentation de 5,6 % par rapport à la moyenne du mois précédent, qui était de 63,93 €/t. Par rapport à la moyenne de novembre 2023, 79,84 €/t, la moyenne de novembre 2024 est inférieure de 15 %.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ICE et EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur le stockage et l’hybridation de l’énergie
La division AleaStorage d’AleaSoft Energy Forecasting est spécialisée dans le calcul des revenus, l’optimisation, la gestion et le dimensionnement du stockage de l’énergie, comme les batteries, pour les projets autonomes et les systèmes hybrides combinant des technologies renouvelables, comme l’énergie solaire et éolienne, avec des systèmes de stockage d’énergie. Les rapports AleaStorage sont basés sur des simulations de prix horaires et des algorithmes d’optimisation qui prennent en compte les caractéristiques techniques du système et les opportunités de vente d’énergie sur les marchés.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
