AleaSoft Energy Forecasting, 15 janvier 2024. Au cours de la deuxième semaine d’année, la majorité des marchés électriques européens ont enregistré une augmentation des prix en comparaison avec la semaine précédente. Ce comportement a été favorisé par l’augmentation de la demande au début de l’année, pendant une semaine où les températures étaient plus froides que la première semaine de l’année. La production solaire a augmenté sur divers marchés, mais l’énergie a baissé dans tous les cas. Les futurs CO2 augmenteront le 12 janvier la valeur plus bas à partir du 8 mars 2022.
Production d’énergie solaire photovoltaïque, thermoélectrique et éolienne
Au cours de la semaine du 8 janvier, la production d’énergie solaire a augmenté sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité. Le marché allemand a connu la plus forte augmentation, soit 101 %, tandis que le marché français a enregistré la plus faible augmentation, soit 23 %. La péninsule ibérique fait figure d’exception, avec une baisse de la production d’énergie solaire de 29 % au Portugal et de 6,8 % en Espagne.
Le 9 janvier, le marché allemand a enregistré 82 GWh de production d’énergie solaire, la valeur la plus élevée depuis début novembre 2023.
Selon les prévisions de production d’énergie solaire d’AleaSoft Energy Forecasting pour la semaine du 15 janvier, elle augmentera en Allemagne et en Espagne, tandis qu’elle diminuera en Italie.
Source: Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de ENTSO-E, RTE, REN, REE and TERNA.
Source: Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de ENTSO-E, RTE, REN, REE and TERNA.
Au cours de la deuxième semaine de janvier, la production d’énergie éolienne a diminué sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Les baisses allaient de 60 % sur le marché français à 27 % sur le marché italien. Seul le Portugal a enregistré une augmentation de 13 % de la production d’énergie éolienne.
Pour la semaine du 15 janvier, les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent une augmentation sur les marchés analysés.
Source: Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de ENTSO-E, RTE, REN, REE and TERNA.
Demande d’électricité
Au cours de la semaine du 8 janvier, tous les grands marchés européens ont enregistré une augmentation de la demande d’électricité par rapport à la semaine précédente, se redressant après les vacances du début de l’année. Dans la plupart des cas, la demande a enregistré une augmentation à deux chiffres, les marchés italien et français arrivant en tête avec une augmentation de 31 %. Parmi tous les marchés analysés, le marché néerlandais a connu la plus faible augmentation, soit 6,3 %.
Parallèlement, sur tous les marchés analysés, les températures moyennes ont baissé par rapport à la première semaine de l’année. Cela a également contribué à l’augmentation de la demande d’électricité. Les baisses de température moyenne ont varié de 8,2 °C en Belgique à 2,1 °C au Portugal.
Selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting pour la semaine du 15 janvier, la tendance à la hausse se poursuivra sur les marchés allemand, italien, britannique, belge et néerlandais. En revanche, les marchés de la péninsule ibérique et de la France enregistreront une baisse de la demande.
Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid and ELIA.
Marchés européens de l’électricité
Au cours de la semaine du 8 janvier, les prix sur presque tous les principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. L’exception est le marché Nord Pool des pays nordiques, avec une baisse de 8,5 %. En revanche, les marchés MIBEL du Portugal et de l’Espagne ont enregistré les plus fortes hausses de prix, respectivement de 63 % et 64 %. Le marché IPEX de l’Italie a enregistré la plus faible augmentation, soit 7,5 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté de 22 % sur le marché N2EX du Royaume-Uni et de 60 % sur le marché EPEX SPOT de France.
Au cours de la deuxième semaine de janvier, les moyennes hebdomadaires étaient supérieures à 95 €/MWh sur presque tous les marchés européens de l’électricité analysés. L’exception est le marché nordique, qui a enregistré la moyenne la plus basse, 76,06 €/MWh. D’autre part, le marché italien a atteint le prix hebdomadaire le plus élevé, 107,50 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié de 96,26 €/MWh sur le marché néerlandais à 101,24 €/MWh sur le marché belge.
En ce qui concerne les prix horaires, le 10 janvier, les marchés belge, britannique et français ont enregistré les prix horaires les plus élevés depuis la première quinzaine de décembre, soit 143,79 €/MWh entre 17h00 et 18h00 CET en France et en Belgique, et 123,97 €/MWh entre 18h00 et 19h00 CET sur le marché N2EX. Une situation similaire s’est produite le jeudi 11 janvier, entre 17h00 et 18h00 CET, lorsque les marchés allemand et néerlandais ont atteint les prix les plus élevés depuis la première moitié de décembre, à savoir 150,09 €/MWh et 147,06 €/MWh, respectivement.
Au cours de la semaine du 8 janvier, l’augmentation de la demande d’électricité et la baisse de la production d’énergie éolienne sur la plupart des marchés analysés ont entraîné une hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité. La baisse de la production d’énergie solaire dans la péninsule ibérique a également contribué à la hausse des prix sur le marché MIBEL.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la troisième semaine de janvier, les prix pourraient diminuer sur les marchés européens de l’électricité. L’augmentation de la production d’énergie éolienne pourrait contribuer à ce comportement. En outre, la production d’énergie solaire pourrait augmenter sur certains marchés.
Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool and GME.
Brent, carburants et CO2
Les contrats à terme sur le pétrole Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont enregistré lundi 8 janvier leur prix de règlement hebdomadaire minimum de 76,12 $/b, après une baisse de 3,4 % par rapport à la dernière séance de la semaine précédente. Au cours de la deuxième semaine de janvier, les prix se sont redressés. Lors de la dernière séance, les contrats à terme sur le pétrole Brent ont atteint leur prix maximum hebdomadaire de 78,29 $/b. Ce prix n’était inférieur que de 0,6 % à celui de la dernière séance de la semaine précédente. Ce prix n’était inférieur que de 0,6 % à celui du vendredi précédent.
L’instabilité accrue au Moyen-Orient a contribué à la hausse des prix à la fin de la deuxième semaine de janvier. Toutefois, les niveaux d’approvisionnement n’ont pas été affectés par le conflit. Cela a permis d’éviter de nouvelles hausses de prix. D’autre part, les données relatives à l’augmentation des stocks de pétrole brut aux États-Unis ont également exercé une influence à la baisse sur les prix au cours de la deuxième semaine de janvier.
Quant aux contrats à terme de gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont enregistré lundi 8 janvier une baisse de 8,6 % par rapport à la dernière séance de la semaine précédente. Le prix de règlement était de 31,58 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, lors des autres séances de la semaine, les prix de règlement étaient également inférieurs à 32 €/MWh. Le mardi 9 janvier, ces contrats à terme ont atteint le prix de règlement minimum hebdomadaire, soit 30,64 €/MWh. En revanche, le vendredi 12 janvier, après une hausse de 3,8 %, ils ont enregistré leur prix de règlement hebdomadaire maximum, 31,99 €/MWh. Ce prix était toutefois inférieur de 7,4 % à celui du vendredi précédent.
Au début de la deuxième semaine de janvier, les prévisions de températures plus douces que prévu ont exercé leur influence à la baisse sur les prix de ces contrats à terme. Cependant, une diminution imprévue du flux de gaz en provenance de Norvège, l’aggravation du conflit au Moyen-Orient et les prévisions de basses températures ont contribué à la hausse des prix le vendredi 12 janvier. Néanmoins, les niveaux élevés des réserves européennes ont continué à limiter les hausses de prix.
Quant aux contrats à terme sur les droits d’émission de CO2 sur le marché ICE pour le contrat de référence de décembre 2024, ils ont atteint leur prix de règlement hebdomadaire maximum, 72,42 €/t, le lundi 8 janvier. Ce prix était déjà inférieur de 5,1 % à celui du vendredi précédent. La tendance à la baisse s’est poursuivie pendant le reste de la deuxième semaine de janvier. En conséquence, le vendredi 12 janvier, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de règlement hebdomadaire minimum, soit 65,81 €/t. Ce prix était le plus bas depuis le 8 mars. Ce prix était le plus bas depuis le 8 mars 2022. La proximité du début de la vente aux enchères des droits d’émission pour 2024, prévue pour le lundi 15 janvier, a exercé une influence à la baisse sur les prix de ces contrats à terme au cours de la deuxième semaine de janvier.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de ICE et de EEX.
Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés de l’énergie en Europe, le financement des projets d’énergies renouvelables et les PPA.
Ce jeudi 18 janvier aura lieu le premier webinaire de 2024 d’AleaSoft Energy Forecasting et d’AleaGreen. Il s’agira du quarantième webinaire de la série mensuelle. Outre les perspectives des marchés européens de l’énergie pour 2024, les sujets analysés lors du webinaire seront l’état actuel de la réglementation sur les PPA, les énergies renouvelables et les AAE virtuels. Les intervenants de PwC Espagne participeront pour la quatrième fois à la série de webinaires.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
