AleaSoft Energy Forecasting, 4 février 2025. En janvier 2025, les prix sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité ont augmenté, certains atteignant leur moyenne mensuelle la plus élevée depuis mars 2023. Cette augmentation suit la tendance des prix du gaz, dont les contrats à terme ont marqué leur valeur mensuelle la plus élevée depuis cette date, et des prix du CO₂, avec leur niveau le plus élevé depuis décembre 2023. L’augmentation de la demande d’électricité est également à l’origine de cette tendance à la hausse. L’énergie photovoltaïque a enregistré sa plus forte production pour un mois de janvier sur tous les grands marchés européens, un record également atteint par l’énergie éolienne en Espagne, en France et au Portugal.
Production d’énergie solaire photovoltaïque et éolienne
En janvier 2025, la production d’énergie solaire photovoltaïque a augmenté sur tous les principaux marchés européens de l’électricité par rapport au même mois de l’année précédente. Le Portugal a enregistré la plus forte croissance en pourcentage, avec 38 %, tandis que l’Italie a connu la plus faible augmentation, avec 5,8 %. La production d’énergie solaire photovoltaïque a augmenté de 12 % en Allemagne, de 15 % en France et de 19 % en Espagne.
En comparant la production d’énergie photovoltaïque en janvier 2025 à celle de décembre 2024, des augmentations ont été observées en France et en Allemagne, de 14% et 53% respectivement. En revanche, l’Italie et la péninsule ibérique ont enregistré des baisses, allant de 3,4 % en Italie à 12 % au Portugal.
Tous les principaux marchés européens ont atteint des records historiques de production d’énergie photovoltaïque pour un mois de janvier. L’Espagne est en tête du classement avec 2233 GWh, suivie de l’Allemagne avec 1684 GWh, de l’Italie avec 1120 GWh et de la France avec 1047 GWh. Le Portugal ferme la marche avec 277 GWh de production d’énergie solaire photovoltaïque.
Ces augmentations reflètent la croissance d’une année sur l’autre de la capacité installée d’énergie photovoltaïque. Selon les données de Red Eléctrica, entre janvier 2024 et janvier 2025, l’Espagne a ajouté 5371 MW au système péninsulaire, tandis que le Portugal a augmenté sa capacité solaire de 1154 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 janvier 2025, la production d’énergie éolienne a augmenté sur les marchés français et ibérique par rapport au mois de janvier de l’année précédente. Les augmentations ont été de 9,5 % en France, de 31 % en Espagne et de 48 % au Portugal. En revanche, les marchés italien et allemand ont enregistré des baisses respectives de 8,8 % et 16 %.
La comparaison avec décembre 2024 a montré un comportement similaire, avec des augmentations en France et dans la péninsule ibérique, et des diminutions en Italie et en Allemagne. Les augmentations allaient de 8,1 % en France à 43 % au Portugal, tandis que les diminutions étaient de 3,0 % en Italie et de 4,4 % en Allemagne.
Les marchés espagnol, français et portugais ont enregistré des niveaux records de production d’énergie éolienne en janvier. L’Espagne a produit 7401 GWh grâce à cette technologie et la France 5725 GWh. Au Portugal, la production a atteint 1801 GWh, soit la valeur la plus élevée pour un mois de janvier et la troisième plus élevée de son histoire.
Selon les données de Red Eléctrica, entre janvier 2024 et janvier 2025, l’Espagne a augmenté sa capacité éolienne dans le système péninsulaire de 1154 MW, tandis que le Portugal a ajouté 34 MW.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Demande d’électricité
En janvier 2025, la demande d’électricité a augmenté sur tous les principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la même période en 2024. Le marché britannique a enregistré la plus forte hausse, soit 4,7 %, suivi par des augmentations de 3,9 % sur le marché néerlandais et de 3,0 % sur le marché français. Dans la péninsule ibérique, la demande a augmenté de 2,0% au Portugal et de 2,2% en Espagne. En revanche, l’Allemagne et la Belgique ont connu les plus faibles augmentations, respectivement 0,6 % et 0,7 %.
Par rapport à décembre 2024, la demande a également augmenté sur les principaux marchés européens. Le marché britannique a de nouveau enregistré la plus forte augmentation, soit 12 %, tandis que le marché néerlandais a connu la plus faible augmentation, soit 4,3 %. Dans les autres marchés, les augmentations varient de 5,0 % en Italie à 8,3 % en France.
Sur la plupart des marchés analysés, janvier 2025 a été plus froid que le même mois en 2024. Les baisses de température moyenne ont été comprises entre 0,2 °C aux Pays-Bas et 0,9 °C en Grande-Bretagne. En revanche, en Italie et en Allemagne, les températures moyennes ont augmenté d’une année sur l’autre de 0,3 °C et 0,4 °C, respectivement, tandis qu’en France, elles sont restées similaires.
Par rapport à décembre 2024, les températures moyennes ont été plus basses sur la plupart des marchés analysés, avec des baisses allant de 0,7 °C en Allemagne à 3,0 °C en Grande-Bretagne. En revanche, la péninsule ibérique et l’Italie ont enregistré des températures plus élevées que le mois précédent, avec des hausses de 0,1 °C en Espagne, 0,3 °C au Portugal et 0,6 °C en Italie.
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
En janvier 2025, le prix moyen mensuel était supérieur à 95 €/MWh sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité. L’exception était le marché Nord Pool des pays nordiques, avec une moyenne de 43,81 €/MWh. Le marché N2EX du Royaume-Uni et le marché IPEX de l’Italie ont enregistré les prix mensuels les plus élevés, respectivement 140,67 €/MWh et 143,03 €/MWh. Sur les autres marchés européens de l’électricité analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les moyennes s’échelonnent de 96,69 €/MWh sur le marché MIBEL en Espagne à 116,65 €/MWh sur le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas.
Par rapport à décembre 2024, les prix moyens ont augmenté sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés par AleaSoft Energy Forecasting. Le marché MIBEL fait figure d’exception, avec une baisse de 13 %. En revanche, les marchés britannique et nordique ont enregistré les plus fortes augmentations de prix en pourcentage, respectivement 28% et 37%. Sur les autres marchés, les prix ont augmenté de 4,2% sur le marché français et de 8,0% sur le marché néerlandais.
Si l’on compare les prix moyens de janvier à ceux enregistrés au cours du même mois en 2024, on constate que les prix ont également augmenté sur la plupart des marchés analysés. Dans ce cas, l’exception est le marché nordique, où les prix ont baissé de 35 %. En revanche, c’est le marché britannique qui a enregistré la plus forte augmentation (68 %). Sur les autres marchés, les augmentations de prix ont varié de 30 % sur le marché espagnol à 49 % sur le marché néerlandais.
En raison de ces augmentations de prix, en janvier 2025, les marchés allemand, belge, britannique, italien et néerlandais ont enregistré leurs moyennes les plus élevées depuis mars 2023. Le marché français a atteint la moyenne la plus élevée depuis mai 2023, tandis que le marché nordique a enregistré la moyenne la plus élevée depuis mai 2024.
En janvier 2025, la hausse des prix du gaz et des quotas d’émission de CO₂, ainsi qu’une augmentation de la demande, ont fait grimper les prix sur les marchés européens de l’électricité. En outre, la baisse de la production d’énergie éolienne en Allemagne et en Italie par rapport à décembre 2024 a contribué à intensifier cette tendance à la hausse. En revanche, en Espagne et au Portugal, l’augmentation de la production d’énergie éolienne a entraîné une baisse des prix sur le marché ibérique par rapport au mois précédent.
Source : AleaSoft Energy Forecasting : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de l'OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, carburants etCO2
Les contrats à terme sur le pétrole Brent pour le Front-Month sur le marché ICE ont enregistré un prix moyen mensuel de 78,35 $/b pour le mois de janvier 2025. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit de la moyenne mensuelle la plus élevée depuis septembre 2024. De plus, cette moyenne est supérieure de 7,1 % au prix des contrats à terme du mois frontal de décembre 2024, soit 73,13 $/baril. En revanche, elle était inférieure de 1,0 % à la valeur correspondante du contrat à terme du mois de janvier 2024, soit 79,15 $/b.
Début janvier 2025, la possibilité de nouvelles sanctions sur le pétrole russe, iranien et vénézuélien a favorisé une hausse des prix à terme du pétrole Brent. Les perspectives d’une augmentation de la demande en raison des basses températures et les attentes concernant la stimulation de l’économie chinoise ont également contribué à ces augmentations. Toutefois, l’apaisement des tensions au Moyen-Orient, la perspective d’une augmentation de la production américaine, ainsi que les inquiétudes concernant les effets des droits de douane américains sur l’économie mondiale et la demande mondiale de pétrole ont fait baisser les prix au cours de la deuxième quinzaine de janvier.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le premier mois, le prix moyen de règlement pour le mois de janvier 2025 était de 48,32 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit de la moyenne mensuelle la plus élevée depuis mars 2023. Par rapport à la moyenne des contrats à terme Front-Month négociés au mois de décembre 2024, 45,15 €/MWh, la moyenne de janvier a augmenté de 7,0 %. Par rapport à la moyenne des contrats à terme du mois de janvier 2024, qui était de 29,91 €/MWh, la moyenne de janvier a augmenté de 62 %.
En janvier, les basses températures, la diminution des réserves européennes et la fin des livraisons de gaz russe via l’Ukraine ont fait grimper les prix à terme du gaz TTF. À la fin du mois, la diminution des flux de gaz en provenance de Norvège a également exercé une influence à la hausse sur les prix.
En ce qui concerne les contrats à terme sur les quotas d’émission deCO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2025, ils ont atteint un prix moyen de 78,19 €/t en janvier. Selon les données analysées à AleaSoft Energy Forecasting, ce prix mensuel est le plus élevé depuis décembre 2023. De plus, cela représente une augmentation de 13 % par rapport à la moyenne du mois de décembre 2024, qui était de 69,03 €/t. Par rapport à la moyenne de janvier 2024, 69,72 €/t, la moyenne de janvier 2025 était supérieure de 12 %.
Source : AleaSoft Energy Forecasting : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de l'ICE et de l'EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur le stockage de l’énergie
La division AleaStorage d’AleaSoft Energy Forecasting fournit des solutions avancées pour l’optimisation et la gestion des systèmes de stockage d’ énergie, tels que les batteries, les stations de pompage et l’hydrogène vert. Ces solutions comprennent des prévisions et des rapports pour les projets autonomes et les systèmes hybrides qui combinent les énergies renouvelables, telles que l’énergie éolienne et solaire , avec des systèmes de stockage d’énergie. Les services d’AleaStorage comprennent des calculs de revenus et de rentabilité pour les systèmes avec stockage d’énergie, ainsi que le dimensionnement optimal des batteries pour les systèmes hybrides.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
