{"id":150856,"date":"2024-11-04T14:52:20","date_gmt":"2024-11-04T13:52:20","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=150856"},"modified":"2024-11-06T00:04:42","modified_gmt":"2024-11-05T23:04:42","slug":"hausse-prix-marches-end-octobre-debut-novembre","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/hausse-prix-marches-end-octobre-debut-novembre\/","title":{"rendered":"Fin octobre et d\u00e9but novembre marqu\u00e9s par une hausse des prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 4 novembre 2024.<\/strong><\/b> Au cours de la derni\u00e8re semaine d’octobre, les prix sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont augment\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente, d\u00e9passant la moyenne hebdomadaire de 80 \u20ac\/MWh.<\/strong><\/b> Le 4 novembre, certains march\u00e9s ont enregistr\u00e9 les prix horaires les plus \u00e9lev\u00e9s de l’ann\u00e9e.<\/strong><\/b> L’\u00e9nergie photovolta\u00efque a atteint des records de production pour une journ\u00e9e en novembre sur tous les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens, tandis que la production \u00e9olienne a augment\u00e9 sur la plupart d’entre eux.<\/strong><\/b> Les prix \u00e0 terme du CO<\/strong>2<\/strong><\/sub> ont augment\u00e9 et les prix du gaz ont d\u00e9pass\u00e9 40 \u20ac\/MWh pendant la majeure partie de la semaine.<\/strong><\/b><\/p>\n

Production solaire photovolta\u00efque et production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/h2>\n

Au cours de la semaine du 28 octobre, la production solaire photovolta\u00efque<\/strong><\/b> a augment\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente sur le march\u00e9 italien pour la deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive, cette fois de 51%. En revanche, la production de cette technologie a baiss\u00e9 sur les march\u00e9s allemand, portugais, espagnol et fran\u00e7ais. Le march\u00e9 allemand a enregistr\u00e9 la plus forte baisse (30 %), maintenant sa tendance \u00e0 la baisse pour la troisi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive. Le march\u00e9 fran\u00e7ais a connu la plus faible baisse (1,6 %), tandis que la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique a enregistr\u00e9 des baisses de 22 % en Espagne et de 26 % au Portugal.<\/p>\n

Malgr\u00e9 la baisse de la production photovolta\u00efque sur l’ensemble de la semaine, tous les march\u00e9s analys\u00e9s ont enregistr\u00e9 une production record sur une journ\u00e9e en novembre. En Italie et en France, ce fut le cas le 1er novembre, avec respectivement 72 GWh et 59 GWh produits. Le samedi 2 novembre, le march\u00e9 ib\u00e9rique a enregistr\u00e9 une production record avec cette technologie de 98 GWh en Espagne et de 13 GWh au Portugal. Enfin, le march\u00e9 allemand a \u00e9tabli un record de production solaire photovolta\u00efque pour le onzi\u00e8me mois de l’ann\u00e9e, avec 131 GWh le dimanche 3 novembre.<\/p>\n

Pour la premi\u00e8re semaine de novembre, les pr\u00e9visions de production solaire<\/a> d’ AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> annoncent des hausses sur les march\u00e9s allemand et espagnol, tandis que le march\u00e9 italien devrait conna\u00eetre une baisse de la production solaire.<\/p>\n

AleaSoft - Photovoltaic energy production electricity Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div>
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AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

Au cours de la derni\u00e8re semaine d’octobre, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/strong><\/b> a augment\u00e9 sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 portugais a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation (54 %), maintenant sa tendance \u00e0 la hausse pour la deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive. Le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la deuxi\u00e8me plus forte augmentation (29 %) et les march\u00e9s allemand et espagnol ont enregistr\u00e9 des augmentations de 2,3 % et 8,4 %, respectivement, apr\u00e8s deux semaines de baisse. En revanche, sur le march\u00e9 fran\u00e7ais, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne a poursuivi sa tendance \u00e0 la baisse pour la cinqui\u00e8me semaine, chutant cette fois de 34 %.<\/p>\n

Pour la semaine du 4 novembre, les pr\u00e9visions de production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> annoncent une baisse g\u00e9n\u00e9ralis\u00e9e de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne sur les march\u00e9s europ\u00e9ens analys\u00e9s.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div>\nAbonnement au r\u00e9sum\u00e9 hebdomadaire d<\/a>\n

Demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n

Au cours de la semaine du 28 octobre, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong><\/b> a diminu\u00e9 sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la plus forte baisse (9,5 %), tandis que le march\u00e9 portugais a connu la plus faible baisse (1,2 %). Sur les march\u00e9s espagnol, belge et allemand, la demande a diminu\u00e9 respectivement de 2,1 %, 3,4 % et 4,4 %. Sur le march\u00e9 allemand, la demande a baiss\u00e9 pour la troisi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive, tandis que sur les march\u00e9s espagnol et portugais, elle a baiss\u00e9 pour la deuxi\u00e8me semaine.<\/p>\n

En revanche, la demande a augment\u00e9 sur les march\u00e9s n\u00e9erlandais, britannique et fran\u00e7ais. Le march\u00e9 n\u00e9erlandais a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation (9,9 %), tandis que les march\u00e9s fran\u00e7ais et britannique ont connu des augmentations respectives de 2,5 et 5,0 %. Le march\u00e9 n\u00e9erlandais a enregistr\u00e9 une augmentation de la demande pour la sixi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive et le march\u00e9 fran\u00e7ais pour la deuxi\u00e8me semaine.<\/p>\n

Les temp\u00e9ratures moyennes<\/strong><\/b> ont baiss\u00e9 sur tous les march\u00e9s analys\u00e9s. L’Italie a enregistr\u00e9 la plus forte baisse des temp\u00e9ratures moyennes, soit 2,3\u00b0C, tandis que la Grande-Bretagne a connu la plus faible baisse, soit 0,2\u00b0C. L’Espagne, le Portugal, la Belgique, les Pays-Bas, l’Allemagne et la France ont enregistr\u00e9 des baisses allant de 0,3\u00b0C en Espagne \u00e0 2,0\u00b0C en France.<\/p>\n

Les jours f\u00e9ri\u00e9s du 1er novembre, la Toussaint, qui est c\u00e9l\u00e9br\u00e9e au niveau national en Espagne, au Portugal, en Italie et en Belgique, ainsi que dans certaines r\u00e9gions d’Allemagne, ont contribu\u00e9 \u00e0 la baisse de la demande sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s. Bien que le 1er novembre soit \u00e9galement un jour f\u00e9ri\u00e9 en France, la baisse des temp\u00e9ratures moyennes a stimul\u00e9 la demande sur ce march\u00e9.<\/p>\n

Pour la premi\u00e8re semaine de novembre, selon les pr\u00e9visions de demande<\/a> d’ AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b>, la demande augmentera de mani\u00e8re g\u00e9n\u00e9rale sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid et ELIA.<\/span><\/div>\n

March\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n

Au cours de la derni\u00e8re semaine d’octobre, les prix moyens sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont augment\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Les exceptions sont le march\u00e9 <\/strong><\/b>italien IPEX <\/strong><\/b>et le march\u00e9 nordique Nord Pool<\/strong><\/b>, avec des baisses respectives de 3,1 % et 11 %. Le march\u00e9 <\/strong><\/b> en France a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation de prix en pourcentage, soit 21%. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b>, les prix ont augment\u00e9 de 8,1 % sur le march\u00e9 allemand et de 19 % sur le march\u00e9 belge .<\/p>\n

Au cours de la derni\u00e8re semaine d’octobre, les moyennes hebdomadaires ont d\u00e9pass\u00e9 80 \u20ac\/MWh sur la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s. L’exception est le march\u00e9 nordique, qui a enregistr\u00e9 la moyenne hebdomadaire la plus basse (10,86 \u20ac\/MWh). En revanche, le march\u00e9 italien a atteint la moyenne hebdomadaire la plus \u00e9lev\u00e9e, soit 117,20 \u20ac\/MWh, malgr\u00e9 la baisse des prix sur ce march\u00e9. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s, les prix ont vari\u00e9 de 82,93 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9<\/strong><\/b> portugais MIBEL<\/strong><\/b> \u00e0 114,06 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9<\/strong><\/b> britannique N2EX.<\/strong><\/b><\/p>\n

En termes de prix horaires, le lundi 4 novembre de 17h00 \u00e0 18h00, les march\u00e9s allemand et n\u00e9erlandais ont enregistr\u00e9 leurs prix les plus \u00e9lev\u00e9s depuis le 24 septembre, avec respectivement 290,21 \u20ac\/MWh et 269,76 \u20ac\/MWh. Ce jour-l\u00e0, de 18h00 \u00e0 19h00, le march\u00e9 britannique a atteint son prix le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 2 d\u00e9cembre 2023, \u00e0 207,25 \u00a3\/MWh, tandis que le march\u00e9 fran\u00e7ais a enregistr\u00e9 le deuxi\u00e8me prix le plus \u00e9lev\u00e9 de 2024 jusqu’\u00e0 pr\u00e9sent, \u00e0 160,54 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 28 octobre, l’augmentation du prix moyen des quotas d’\u00e9mission de CO2<\/sub> par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente, ainsi que la baisse de la production solaire sur la plupart des march\u00e9s, ont entra\u00een\u00e9 une hausse des prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. En outre, bien que la moyenne hebdomadaire des prix du gaz ait diminu\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente, des valeurs sup\u00e9rieures \u00e0 40 \u20ac\/MWh ont \u00e9t\u00e9 atteintes presque chaque jour, ce qui a favoris\u00e9 la hausse des prix sur les march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9. L’augmentation de la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 sur certains march\u00e9s a \u00e9galement contribu\u00e9 \u00e0 ce comportement. En outre, sur le march\u00e9 fran\u00e7ais, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne a diminu\u00e9, ce qui a favoris\u00e9 la plus forte augmentation des prix sur ce march\u00e9.<\/p>\n

fotovolta- ico.eolico<\/a><\/div>\n

Les pr\u00e9visions de prix<\/a> d’ AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> indiquent que, durant la premi\u00e8re semaine de novembre, les prix continueront d’augmenter sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9, sous l’influence d’une augmentation de la demande et d’une diminution de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de OMIE, , Nord Pool et GME.<\/span><\/div>\n

Brent, carburants et CO2<\/sub><\/h2>\n

Les contrats \u00e0 terme sur le p\u00e9trole brut Brent<\/strong><\/b> pour le premier mois sur le march\u00e9 ICE<\/strong><\/b> ont commenc\u00e9 la derni\u00e8re semaine d’octobre par des baisses de prix. Le mardi 29 octobre, ils ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas, \u00e0 savoir 71,12 $\/bbl. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b>, ce prix est le plus bas depuis le 12 septembre. En revanche, lors des deux derni\u00e8res s\u00e9ances d’octobre, les prix se sont redress\u00e9s. Le jeudi 31 octobre, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 savoir 73,16 $\/b. Le vendredi 1er novembre, il y a eu une l\u00e9g\u00e8re baisse et le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 73,10 $\/b, soit 3,9 % de moins que le vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

Au cours des premi\u00e8res s\u00e9ances de la derni\u00e8re semaine d’octobre, les inqui\u00e9tudes concernant l’\u00e9volution de la demande mondiale de p\u00e9trole ont exerc\u00e9 une influence \u00e0 la baisse sur les prix \u00e0 terme du p\u00e9trole Brent. Toutefois, la diminution des stocks am\u00e9ricains et l’intention du gouvernement am\u00e9ricain de reconstituer ses r\u00e9serves strat\u00e9giques de p\u00e9trole, ainsi que les attentes d’un report des augmentations de production de l’OPEP+, ont contribu\u00e9 \u00e0 la reprise des prix. Enfin, le dimanche 3 novembre, l’OPEP+ a annonc\u00e9 qu’elle reportait d’un mois les augmentations de production pr\u00e9vues pour d\u00e9cembre, ce qui aura \u00e9galement une influence \u00e0 la hausse sur les prix au cours de la premi\u00e8re semaine de novembre.<\/p>\n

Quant aux prix de cl\u00f4ture des contrats \u00e0 terme sur le gaz TTF<\/strong><\/b> sur le march\u00e9 ICE pour le premier mois, ils ont enregistr\u00e9 des valeurs sup\u00e9rieures \u00e0 40 \u20ac\/MWh pendant la majeure partie de la semaine. Le mardi 29 octobre, ils ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 savoir 42,87 \u20ac\/MWh. \u00c0 partir du 30 octobre, les prix ont diminu\u00e9. En cons\u00e9quence, le vendredi 1er novembre, ces contrats \u00e0 terme ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas, \u00e0 savoir 39,18 \u20ac\/MWh. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b>, ce prix \u00e9tait inf\u00e9rieur de 10 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent et le plus bas depuis le 10 octobre.<\/p>\n

Les niveaux \u00e9lev\u00e9s des stocks europ\u00e9ens et l’abondance de l’offre ont contribu\u00e9 \u00e0 la baisse des prix lors de la plupart des sessions de la derni\u00e8re semaine d’octobre.<\/p>\n

Quant aux contrats \u00e0 terme sur le CO<\/strong>2<\/strong><\/sub><\/b> sur le march\u00e9 EEX<\/strong><\/b> pour le contrat de r\u00e9f\u00e9rence d\u00e9cembre 2024, ils ont atteint leur plus haut prix de cl\u00f4ture hebdomadaire de 67,28 \u20ac\/t le mardi 29 octobre. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b>, ce prix \u00e9tait le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 4 septembre. Cependant, au cours des autres s\u00e9ances de la semaine, les prix ont baiss\u00e9. Par cons\u00e9quent, le vendredi 1er novembre, ces contrats \u00e0 terme ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas, \u00e0 savoir 63,87 \u20ac\/t. Ce prix \u00e9tait inf\u00e9rieur de 4,6 % au prix de cl\u00f4ture de l’ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente. Ce prix \u00e9tait inf\u00e9rieur de 4,6 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent. Toutefois, la moyenne de la derni\u00e8re semaine d’octobre \u00e9tait sup\u00e9rieure de 1,6 % \u00e0 celle de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de ICE et EEX.<\/span><\/div>\n

Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9nergie, le financement des projets renouvelables, les batteries et l’hybridation<\/h2>\n

Le jeudi 17 octobre, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/b> a organis\u00e9 le 48e webinaire<\/a> de sa s\u00e9rie de webinaires mensuels<\/a>. Pour la cinqui\u00e8me fois, des intervenants de Deloitte<\/strong><\/b> ont particip\u00e9 \u00e0 ce webinaire. Outre l’\u00e9volution et les perspectives des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9nergie pour l’hiver 2024-2025, le webinaire a abord\u00e9 le financement des projets<\/a> d’<\/strong><\/b> \u00e9nergies renouvelables<\/strong><\/b>, les perspectives des batteries et de l’hybridation, ainsi que l’importance des pr\u00e9visions dans les audits<\/strong><\/b> et l’\u00e9valuation des portefeuilles<\/strong><\/b>. Parmi les sujets abord\u00e9s lors du webinaire figurait l’analyse du TRI<\/strong><\/b> des batteries dans diff\u00e9rents sc\u00e9narios de diffusion. Selon cette analyse, les batteries commencent \u00e0 devenir rentables en raison de la baisse de leur prix, ce qui constitue un tournant<\/a> dans le d\u00e9veloppement des \u00e9nergies renouvelables<\/strong><\/b> par l’hybridation.<\/p>\n

Source: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.
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