AleaSoft Energy Forecasting, 11 novembre 2024. Au cours de la première semaine de novembre, les prix ont augmenté sur les principaux marchés européens de l’électricité, la plupart d’entre eux dépassant la moyenne hebdomadaire de 110 €/MWh. Sur certains marchés, les prix horaires étaient les plus élevés depuis 2022 et sur d’autres, les plus élevés de l’année. L’augmentation de la demande ainsi que la baisse de la production éolienne et photovoltaïque sur certains marchés ont favorisé ces hausses. En outre, les prix du gaz sont restés parmi les plus élevés de l’année, dépassant 40 €/MWh.
Production solaire photovoltaïque et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 4 novembre, la production solaire photovoltaïque dans la péninsule ibérique a augmenté par rapport à la semaine précédente. Le marché espagnol a enregistré la plus forte augmentation (21 %), tandis qu’au Portugal, elle a augmenté de 1,1 %. Dans le reste des principaux marchés européens, la production de cette technologie a enregistré des baisses. Le marché allemand a connu la plus forte baisse (40 %) et a maintenu sa tendance à la baisse pour la quatrième semaine consécutive. Les marchés italien et français ont connu des baisses respectives de 23 % et 24 %.
Le 6 novembre, les marchés espagnol et portugais ont atteint des records de production solaire photovoltaïque pour le onzième mois de l’année. En Espagne, la production journalière historique la plus élevée pour un mois de novembre a été enregistrée, avec 109 GWh, tandis qu’au Portugal, la deuxième valeur la plus élevée a été atteinte, avec 13 GWh, juste derrière le record atteint la semaine précédente.
Pour la semaine du 11 novembre, les prévisions de production solaire d’ AleaSoft Energy Forecasting tablent sur des augmentations sur les marchés allemand et espagnol, tandis qu’elles prévoient une baisse de la production solaire sur le marché italien.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.Au cours de la première semaine de novembre, la production d’énergie éolienne a diminué sur tous les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché français a enregistré la plus faible variation, avec une baisse de 13 %, et a maintenu sa tendance à la baisse pour la sixième semaine consécutive. Les marchés de l’Italie, de la péninsule ibérique et de l’Allemagne ont enregistré une inversion à la baisse des augmentations de la semaine précédente. Le marché italien a enregistré une baisse de 28%, tandis que les marchés portugais et espagnol ont baissé respectivement de 33% et 37%. À cette occasion, le marché allemand a enregistré la plus forte baisse, soit 61 %.
Pour la deuxième semaine de novembre, les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting annoncent une augmentation de la production d’énergie éolienne sur tous les marchés européens analysés.
Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.Demande d’électricité
Au cours de la première semaine de novembre, la demande d’électricité a augmenté sur l’ensemble des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte augmentation (10 %), suivi des marchés belge et français avec des hausses respectives de 9,2 % et 8,0 %. Sur les marchés espagnol, néerlandais, portugais, britannique et allemand, la demande a augmenté de 2 % en Espagne et de 7,7 % en Allemagne. Le marché néerlandais a enregistré une augmentation de la demande pour la septième semaine consécutive, tandis qu’en Grande-Bretagne et en France, la demande a augmenté pour la deuxième et la troisième semaine, dans chaque cas.
Les températures moyennes ont baissé sur la plupart des marchés analysés. La Belgique a enregistré la plus forte baisse des températures moyennes (5,2°C), tandis que la France a connu la plus faible baisse (1,6°C). La Grande-Bretagne, l’Italie, les Pays-Bas et l’Allemagne ont enregistré des baisses allant de 2,2°C en Grande-Bretagne à 4,8°C en Allemagne. Les exceptions sont l’Espagne et le Portugal, où les températures moyennes ont augmenté de 0,7°C et 0,9°C, respectivement.
La reprise de l’activité professionnelle au cours de la semaine qui a suivi le jour férié du 1er novembre, au cours duquel la Toussaint a été célébrée au niveau national en Espagne, au Portugal, en Italie et en Belgique, ainsi que dans certaines régions d’Allemagne, ainsi que la baisse des températures moyennes dans la plupart des pays européens, ont favorisé l’augmentation de la demande sur l’ensemble des marchés analysés.
Selon les prévisions de demande d’ AleaSoft Energy Forecasting, la demande augmentera dans la plupart des principaux marchés européens de l’électricité pour la semaine du 11 novembre, à l’exception de l’Allemagne et de la Belgique, où elle devrait diminuer par rapport à la semaine précédente.
Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au cours de la première semaine de novembre, les prix moyens sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Le marché nordique Nord Pool a enregistré la plus forte augmentation de prix en pourcentage (198 %), tandis que le marché italien IPEX a enregistré la plus faible augmentation (5,4 %). Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté de 12 % sur le marché britannique N2EX et de 35 % sur le marché allemand EPEX SPOT.
Au cours de la première semaine de novembre, les moyennes hebdomadaires ont dépassé 110 €/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 (32,39 €/MWh). En revanche, le marché allemand a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus élevée, soit 146,20 €/MWh. La dernière fois que le marché allemand a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus élevée des principaux marchés européens de l’électricité, c’était au cours de la semaine du 24 juin. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié entre 110,45 €/MWh sur le marché portugais MIBEL et 135,11 €/MWh sur le marché néerlandais.
En termes de prix horaires, le mardi 5 novembre, de 18h00 à 19h00, les marchés espagnol, français, italien et portugais ont enregistré un prix de 193,00 €/MWh. Ce prix est le plus élevé depuis le 24 octobre 2023 sur les marchés espagnol et portugais et depuis le 2 décembre 2023 sur le marché français.
Le 6 novembre, de 17h00 à 18h00, les prix sur les marchés allemand et néerlandais étaient de 820,11 €/MWh et 550,00 €/MWh, les plus élevés sur ces marchés depuis le 27 juin 2024 et le 17 décembre 2022, respectivement. Ce jour-là, de 18h00 à 19h00, les marchés belge et britannique ont atteint leurs prix les plus élevés depuis le 18 décembre 2022, soit respectivement 363,11 €/MWh et 329,09 £/MWh.
Au cours de la semaine du 4 novembre, l’augmentation de la demande d’électricité et la diminution de la production d’énergie éolienne ont fait grimper les prix sur les marchés européens de l’électricité. La baisse de la production solaire sur la plupart des marchés analysés a également contribué à l’augmentation des prix. En outre, bien que les prix du gaz aient légèrement baissé par rapport à la semaine précédente, ils sont restés à environ 40 €/MWh, voire plus, ce qui est l’un des niveaux les plus élevés enregistrés cette année. Dans le cas du marché MIBEL, l’arrêt programmé de la centrale nucléaire Ascó I depuis le 4 novembre pour le rechargement en combustible a réduit la production nucléaire.
Les prévisions de prix d’ AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la deuxième semaine de novembre, les prix diminueront sur la plupart des marchés européens de l’électricité, sous l’influence de l’augmentation de la production d’énergie éolienne.
Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, carburants et CO2
Les prix de clôture des contrats à terme sur le pétrole brut Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont augmenté lors de la plupart des séances de la première semaine de novembre. Le jeudi 7 novembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, soit 75,63 dollars le baril. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus élevé depuis le 26 octobre. Cependant, le vendredi 8 novembre, le prix a baissé de 2,3 % par rapport à la veille. En conséquence, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, soit 73,87 dollars le baril. Ce prix était néanmoins supérieur de 1,1 % à celui du vendredi précédent.
La décision de l’OPEP+ de reporter ses augmentations de production a eu pour conséquence que la première semaine de novembre a commencé par des augmentations de prix. La tendance à la hausse s’est poursuivie pendant la majeure partie de la semaine. Cependant, l’augmentation des stocks de pétrole américains et la victoire électorale de Donald Trump ont contribué à une légère baisse des prix le 6 novembre. Cependant, la baisse de la production dans le Golfe du Mexique due à l’ouragan Rafael a permis au prix de clôture de repasser au-dessus de 75 $/b le jeudi 7 novembre. La diminution du danger lié à cet ouragan a contribué à la baisse des prix en fin de semaine. D’autre part, les inquiétudes sur l’évolution de la demande suite à la publication de données économiques chinoises faibles au cours du week-end pourraient exercer une influence à la baisse sur les prix au cours de la deuxième semaine de novembre.
Quant aux contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le premier mois, ils ont atteint le lundi 4 novembre leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas à 40,30 €/MWh. Lors de la plupart des séances de la première semaine de novembre, les prix ont augmenté. Ainsi, le vendredi 8 novembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, soit 42,41 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 8,3 % à celui du vendredi précédent. Malgré ces augmentations, la moyenne hebdomadaire des prix de clôture était inférieure de 0,6 % au prix de la semaine précédente.
Le risque de perturbation des approvisionnements en gaz naturel liquéfié en provenance du golfe du Mexique en raison de l’ouragan Rafael a contribué à l’augmentation des prix à terme du gaz TTF au cours de la première semaine de novembre. La perspective d’une augmentation de la demande due à la baisse des températures a également contribué à la hausse des prix. Ainsi, malgré les niveaux élevés des stocks européens, les prix de clôture sont restés supérieurs à 40 €/MWh au cours de la première semaine de novembre.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2024, le lundi 4 novembre, ces contrats ont enregistré un prix de clôture de 65,22 €/t, soit 2,1 % de plus que le vendredi précédent. Les prix de clôture ont baissé au cours des séances suivantes et le 6 novembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 63,76 €/t. Cependant, jeudi et vendredi, les prix ont de nouveau augmenté. En conséquence, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé de 68,02 €/t le vendredi 8 novembre. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 6,5 % à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis le 4 septembre. Cependant, la moyenne hebdomadaire des prix de clôture est légèrement inférieure à celle de la semaine dernière, de 0,1 %.
Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ICE et EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés européens de l’énergie, des batteries, de l’hybridation et du stockage
Le jeudi 14 novembre, AleaSoft Energy Forecasting organisera le 49e webinaire de sa série de webinaires mensuels. À cette occasion, l’orateur invité sera Luis Marquina de Soto, président de l’AEPIBAL, l’Association des entreprises de batteries, cellules et stockage d’énergie. Outre l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie pour l’hiver 2024-2025, le webinaire analysera les perspectives des batteries, de l’hybridation et du stockage de l’énergie. Les services d’AleaSoft pour les projets de batteries et d’hybridation seront également présentés.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
