AleaSoft Energy Forecasting, 20 janvier 2025. Au cours de la troisième semaine de janvier, les prix ont augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, en raison de la baisse de la production d’énergie éolienne, de l’augmentation de la demande due aux températures plus froides et de la hausse des prix du gaz et du CO2. Le 17 janvier, les contrats à terme sur le CO2 ont atteint leur prix de règlement le plus élevé depuis la fin du mois de mai. La production d’énergie solaire photovoltaïque a augmenté, établissant des records historiques pour une journée de janvier en Espagne, au Portugal et en France. Le15, les contrats à terme sur le pétrole brut Brent ont enregistré leur prix le plus élevé depuis la mi-août.
Production d’énergie solaire photovoltaïque et éolienne
Au cours de la semaine du 13 janvier, la production d’énergie solaire photovoltaïque a augmenté sur les principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Les marchés allemand et français ont poursuivi leur tendance à la hausse pour la deuxième semaine consécutive, tandis que les marchés italien et ibérique ont inversé leur tendance après deux semaines de baisse. À cette occasion, le marché portugais a enregistré la plus forte augmentation en pourcentage, soit 87 %, tandis que le marché italien a enregistré la plus faible augmentation, soit 16 %. Les marchés allemand, espagnol et français ont enregistré des augmentations de 41 %, 58 % et 61 %, respectivement.
Au cours de la semaine, la production d’énergie solaire photovoltaïque a atteint des records de production pour un jour de janvier dans la plupart des marchés analysés. Sur les marchés français et espagnol, cela s’est produit les13 et14, avec une production de 60 GWh et 111 GWh, respectivement. Le marché portugais a établi son record de production journalière pour un mois de janvier le vendredi 17, avec une production de 15 GWh.
Au cours de la quatrième semaine de janvier, les prévisions de production d’énergie solaire d’AleaSoft Energy Forecastingindiquent une augmentation sur les marchés allemand et italien, tandis qu’elles prévoient une diminution sur le marché espagnol.
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 troisième semaine de 2025, la production d’énergie éolienne a diminué sur tous les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus faible baisse (19 %), tandis que le marché français a enregistré la plus forte baisse (69 %). Les marchés portugais, espagnol et allemand ont enregistré des baisses respectives de 28 %, 60 % et 65 %. Les marchés français, allemand et ibérique sont passés à une tendance baissière après les hausses des deux dernières semaines.
Pour la semaine du 20 janvier, selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production augmentera sur les marchés français, allemand et espagnol. En revanche, les marchés portugais et italien continueront à enregistrer des baisses de production avec cette technologie.
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 13 janvier, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Le marché français a enregistré la plus forte augmentation, soit 15 %, tandis que le marché belge a connu la plus faible croissance, soit 1,0 %. Les marchés portugais et allemand ont enregistré des hausses respectives de 1,5 % et 3,7 %. En revanche, les marchés espagnol, néerlandais et italien ont enregistré des augmentations de 11 % dans les trois cas. Le marché britannique a été l’exception, avec une baisse de la demande de 6,5 %.
La plupart des marchés analysés ont maintenu leur tendance à la hausse pour la troisième semaine consécutive, à l’exception des marchés néerlandais et britannique. Le marché néerlandais a maintenu sa tendance à la hausse pour la deuxième semaine, tandis que le marché britannique a enregistré un changement à la baisse.
Au cours de la semaine, les températures moyennes ont été inférieures à celles de la semaine précédente sur la plupart des marchés analysés. Les baisses allaient de 1,7 °C en Belgique à 5,4 °C en Espagne. Cette baisse des températures moyennes a entraîné une augmentation de la demande sur ces marchés, encore accentuée par la reprise de l’activité après le 6 janvier, jour des Rois Mages, qui avait été célébré sur certains marchés la semaine précédente. En revanche, le marché britannique a enregistré des températures en moyenne moins froides que celles de la semaine précédente, avec une augmentation de 4,2 °C, ce qui a favorisé la réduction de la demande.
Pour la semaine du 20 janvier, les prévisions de demande d’ AleaSoft Energy Forecastingindiquent une augmentation sur les marchés de l’Allemagne, des Pays-Bas et de la Grande-Bretagne. En revanche, la demande diminuera sur les marchés de la France, de l’Espagne, de l’Italie, de la Belgique et du Portugal.
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 troisième semaine de janvier, les prix moyens ont augmenté sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité. Les exceptions sont le marché N2EX du Royaume-Uni et le marché Nord Pool des pays nordiques, avec des baisses respectives de 13 % et 58 %. En revanche, le marché allemand EPEX SPOT a enregistré la plus forte augmentation de prix en pourcentage, soit 63 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté de 12 % sur le marché IPEX en Italie et de 57 % sur le marché MIBEL en Espagne.
Au cours de la semaine du 13 janvier, les moyennes hebdomadaires ont dépassé 130 €/MWh sur la quasi-totalité des marchés européens de l’électricité analysés. L’exception est le marché nordique, qui a enregistré la moyenne la plus basse, 21,25 €/MWh. Les marchés italien et allemand ont atteint les moyennes hebdomadaires les plus élevées, respectivement 147,43 €/MWh et 147,93 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié de 132,86 €/MWh sur le marché portugais à 142,98 €/MWh sur le marché néerlandais.
En ce qui concerne les prix journaliers, au cours de la troisième semaine de janvier, les marchés de l’électricité analysés ont atteint leurs moyennes les plus élevées le 15 janvier. Dans le cas des marchés allemand et néerlandais, les moyennes journalières ont dépassé 200 €/MWh. Plus tard, au début de la quatrième semaine de janvier, le lundi 20 janvier, les prix étaient encore plus élevés. Ce jour-là, les marchés allemand, belge, britannique et néerlandais ont enregistré des prix quotidiens supérieurs à 200 €/MWh. Le marché allemand a atteint le prix le plus élevé, 231,36 €/MWh. Sur les marchés italien et français, le 20 janvier, les prix étaient les plus élevés depuis le 25 janvier 2023, respectivement 192,84 €/MWh et 196,71 €/MWh.
Dans la semaine du 13 janvier, l’augmentation du prix hebdomadaire du gaz et des quotas d’émission de CO2, la baisse de la production d’énergie éolienne et l’augmentation de la demande sur la plupart des marchés ont entraîné une hausse des prix sur la plupart des marchés européens de l’électricité. Cependant, la demande d’électricité a diminué en Grande-Bretagne, contribuant à la baisse des prix sur ce marché.
Les prévisions de prix d’ AleaSoft Energy Forecastingindiquent qu’au cours de la quatrième semaine de janvier, les prix baisseront sur la plupart des marchés européens de l’électricité, sous l’influence d’une augmentation de la production d’énergie éolienne. En outre, la demande diminuera 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
Au cours de la troisième semaine de janvier, les prix de règlement des contrats à terme sur le pétrole Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont augmenté par rapport à ceux de la semaine précédente et ont dépassé 80 dollars le baril lors de la plupart des séances. L’exception a été le mardi 14 janvier. Ce jour-là, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de règlement hebdomadaire minimum, soit 79,92 $/b. Après une hausse de 2,6 %, ils ont atteint leur prix de règlement hebdomadaire maximum, soit 82,03 $/b. Après une hausse de 2,6 %, ils ont atteint leur prix de règlement hebdomadaire maximum, 82,03 $/b, le 15 janvier. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus élevé depuis le 13 août 2024. Par la suite, les prix ont baissé. Le vendredi 17 janvier, le prix de règlement était de 80,79 $/b, soit 1,3 % de plus que le vendredi précédent.
Les inquiétudes concernant l’offre dues aux sanctions sur le pétrole russe, ainsi que la possibilité de nouvelles sanctions sur le pétrole iranien et vénézuélien, ont poussé les prix à terme du pétrole Brent à la hausse au cours de la troisième semaine de janvier. Toutefois, l’apaisement des tensions au Moyen-Orient dû à l’accord de cessez-le-feu entre Israël et le Hamas a exercé une influence à la baisse sur les prix au cours des dernières séances de la semaine.
Quant aux contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont enregistré le lundi 13 janvier une hausse de prix de 7,2% par rapport à la dernière séance de la semaine précédente. Ce jour-là, ils ont atteint leur prix de règlement maximum hebdomadaire, soit 48,26 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus élevé depuis le 4 janvier 2025. D’autre part, le jeudi 16 janvier, ces contrats à terme ont atteint leur prix de règlement hebdomadaire minimum, soit 46,24 €/MWh. Le vendredi 17 janvier, le prix de règlement a augmenté de 1,4 % par rapport à la veille, atteignant une valeur de 46,89 €/MWh. Ce prix était supérieur de 4,2 % à celui du vendredi précédent.
Au cours de la troisième semaine de janvier, les prix de règlement des contrats à terme sur le gaz TTF sont restés supérieurs à 46 €/MWh, sous l’influence de températures plus froides et de la diminution des niveaux de réserve européens.
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 2025, ils ont enregistré leur prix de règlement hebdomadaire minimum, 76,92 €/t, le lundi 13 janvier. Ce prix était déjà supérieur de 2,8 % à celui du vendredi précédent. La tendance à la hausse s’est poursuivie tout au long de la semaine. Ainsi, le vendredi 17 janvier, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de règlement hebdomadaire maximum, soit 79,26 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est supérieur de 5,9 % à celui du vendredi précédent. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 5,9 % à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis le 28 mai 2024.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ICE et EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés de l’énergie en Europe, le stockage de l’énergie et l’hybridation
Le jeudi 16 janvier, AleaSoft Energy Forecasting a organisé son 51ème webinaire. Ce webinaire a accueilli des intervenants de PwC Espagne pour la cinquième fois dans le cadre de la série de webinaires mensuels. À cette occasion, le webinaire a analysé l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie, les perspectives du stockage de l’énergie et de l’hybridation, l’électrification de l’industrie, l’état actuel de la réglementation sur les AAE et les énergies renouvelables, ainsi que les AAE virtuels et les AAE (accords d’achat de flexibilité).
Le webinaire a souligné qu’au cours de la période actuelle de cinq ans, on s’attend à un développement significatif des batteries et de l’hybridation, domaines dans lesquels la division AleaStorage d’AleaSoft Energy Forecastingfournit des services pour stimuler ces technologies. Ces services comprennent des calculs de revenus et de rentabilité pour les systèmes avec stockage d’énergie, ainsi que le dimensionnement optimal du stockage pour les systèmes hybrides. Ces solutions sont fournies à la fois pour les projets autonomes et les systèmes hybrides de technologies renouvelables, telles que l’énergie solaire ou éolienne , avec des systèmes de stockage d’énergie.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
