{"id":154181,"date":"2025-02-04T17:49:49","date_gmt":"2025-02-04T16:49:49","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=154181"},"modified":"2025-03-15T23:08:21","modified_gmt":"2025-03-15T22:08:21","slug":"janvier-2025-prix-marche-europeen-maximums-mars-2023","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/janvier-2025-prix-marche-europeen-maximums-mars-2023\/","title":{"rendered":"
Analyse janvier 2025<\/div>Les prix du march\u00e9 europ\u00e9en de l’\u00e9lectricit\u00e9 atteignent leur plus haut niveau depuis mars 2023, sous l’effet du gaz, du CO\u2082 et de la demande"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 4 f\u00e9vrier 2025. En janvier 2025, les prix sur la plupart des grands march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont augment\u00e9, certains atteignant leur moyenne mensuelle la plus \u00e9lev\u00e9e depuis mars 2023. Cette augmentation suit la tendance des prix du gaz, dont les contrats \u00e0 terme ont marqu\u00e9 leur valeur mensuelle la plus \u00e9lev\u00e9e depuis cette date, et des prix du CO\u2082, avec leur niveau le plus \u00e9lev\u00e9 depuis d\u00e9cembre 2023. L’augmentation de la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 est \u00e9galement \u00e0 l’origine de cette tendance \u00e0 la hausse. L’\u00e9nergie photovolta\u00efque a enregistr\u00e9 sa plus forte production pour un mois de janvier sur tous les grands march\u00e9s europ\u00e9ens, un record \u00e9galement atteint par l’\u00e9nergie \u00e9olienne en Espagne, en France et au Portugal.<\/strong><\/p>\n

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

En janvier 2025, la production d’\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque<\/strong> a augment\u00e9 sur tous les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport au m\u00eame mois de l’ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente. Le Portugal a enregistr\u00e9 la plus forte croissance en pourcentage, avec 38 %, tandis que l’Italie a connu la plus faible augmentation, avec 5,8 %. La production d’\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque a augment\u00e9 de 12 % en Allemagne, de 15 % en France et de 19 % en Espagne.<\/p>\n

En comparant la production d’\u00e9nergie photovolta\u00efque en janvier 2025 \u00e0 celle de d\u00e9cembre 2024, des augmentations ont \u00e9t\u00e9 observ\u00e9es en France et en Allemagne, de 14% et 53% respectivement. En revanche, l’Italie et la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique ont enregistr\u00e9 des baisses, allant de 3,4 % en Italie \u00e0 12 % au Portugal.<\/p>\n

Tous les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens ont atteint des records historiques de production d’\u00e9nergie photovolta\u00efque pour un mois de janvier. L’Espagne est en t\u00eate 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’\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque.<\/p>\n

Ces augmentations refl\u00e8tent la croissance d’une ann\u00e9e sur l’autre de la capacit\u00e9 install\u00e9e d’\u00e9nergie photovolta\u00efque. Selon les donn\u00e9es de Red El\u00e9ctrica, entre janvier 2024 et janvier 2025, l’Espagne a ajout\u00e9 5371 MW au syst\u00e8me p\u00e9ninsulaire, tandis que le Portugal a augment\u00e9 sa capacit\u00e9 solaire de 1154 MW.<\/p>\n

AleaSoft - Produccion mensual solar fotovoltaica electricidad Europa<\/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

En janvier 2025, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/strong> a augment\u00e9 sur les march\u00e9s fran\u00e7ais et ib\u00e9rique par rapport au mois de janvier de l’ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente. Les augmentations ont \u00e9t\u00e9 de 9,5 % en France, de 31 % en Espagne et de 48 % au Portugal. En revanche, les march\u00e9s italien et allemand ont enregistr\u00e9 des baisses respectives de 8,8 % et 16 %.<\/p>\n

La comparaison avec d\u00e9cembre 2024 a montr\u00e9 un comportement similaire, avec des augmentations en France et dans la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique, et des diminutions en Italie et en Allemagne. Les augmentations allaient de 8,1 % en France \u00e0 43 % au Portugal, tandis que les diminutions \u00e9taient de 3,0 % en Italie et de 4,4 % en Allemagne.<\/p>\n

Les march\u00e9s espagnol, fran\u00e7ais et portugais ont enregistr\u00e9 des niveaux records de production d’\u00e9nergie \u00e9olienne en janvier. L’Espagne a produit 7401 GWh gr\u00e2ce \u00e0 cette technologie et la France 5725 GWh. Au Portugal, la production a atteint 1801 GWh, soit la valeur la plus \u00e9lev\u00e9e pour un mois de janvier et la troisi\u00e8me plus \u00e9lev\u00e9e de son histoire.<\/p>\n

Selon les donn\u00e9es de Red El\u00e9ctrica, entre janvier 2024 et janvier 2025, l’Espagne a augment\u00e9 sa capacit\u00e9 \u00e9olienne dans le syst\u00e8me p\u00e9ninsulaire de 1154 MW, tandis que le Portugal a ajout\u00e9 34 MW.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly 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>\n

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

En janvier 2025, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> a augment\u00e9 sur tous les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 la m\u00eame p\u00e9riode en 2024. Le march\u00e9 britannique a enregistr\u00e9 la plus forte hausse, soit 4,7 %, suivi par des augmentations de 3,9 % sur le march\u00e9 n\u00e9erlandais et de 3,0 % sur le march\u00e9 fran\u00e7ais. Dans la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique, la demande a augment\u00e9 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 %.<\/p>\n

Par rapport \u00e0 d\u00e9cembre 2024, la demande a \u00e9galement augment\u00e9 sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens. Le march\u00e9 britannique a de nouveau enregistr\u00e9 la plus forte augmentation, soit 12 %, tandis que le march\u00e9 n\u00e9erlandais a connu la plus faible augmentation, soit 4,3 %. Dans les autres march\u00e9s, les augmentations varient de 5,0 % en Italie \u00e0 8,3 % en France.<\/p>\n

Sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s, janvier 2025 a \u00e9t\u00e9 plus froid que le m\u00eame mois en 2024. Les baisses de temp\u00e9rature moyenne<\/strong> ont \u00e9t\u00e9 comprises entre 0,2 \u00b0C aux Pays-Bas et 0,9 \u00b0C en Grande-Bretagne. En revanche, en Italie et en Allemagne, les temp\u00e9ratures moyennes ont augment\u00e9 d’une ann\u00e9e sur l’autre de 0,3 \u00b0C et 0,4 \u00b0C, respectivement, tandis qu’en France, elles sont rest\u00e9es similaires.<\/p>\n

Par rapport \u00e0 d\u00e9cembre 2024, les temp\u00e9ratures moyennes ont \u00e9t\u00e9 plus basses sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s, avec des baisses allant de 0,7 \u00b0C en Allemagne \u00e0 3,0 \u00b0C en Grande-Bretagne. En revanche, la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique et l’Italie ont enregistr\u00e9 des temp\u00e9ratures plus \u00e9lev\u00e9es que le mois pr\u00e9c\u00e9dent, avec des hausses de 0,1 \u00b0C en Espagne, 0,3 \u00b0C au Portugal et 0,6 \u00b0C en Italie.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly electricity demand Europe<\/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

En janvier 2025, le prix moyen mensuel \u00e9tait sup\u00e9rieur \u00e0 95 \u20ac\/MWh sur la plupart des grands march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. L’exception \u00e9tait le march\u00e9 Nord Pool<\/strong> des pays nordiques, avec une moyenne de 43,81 \u20ac\/MWh. Le march\u00e9 N2EX<\/strong> du Royaume-Uni et le march\u00e9 IPEX<\/strong> de l’Italie ont enregistr\u00e9 les prix mensuels les plus \u00e9lev\u00e9s, respectivement 140,67 \u20ac\/MWh et 143,03 \u20ac\/MWh. Sur les autres march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les moyennes s’\u00e9chelonnent de 96,69 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 MIBEL<\/strong> en Espagne \u00e0 116,65 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 <\/strong> aux Pays-Bas.<\/p>\n

Par rapport \u00e0 d\u00e9cembre 2024, les prix moyens ont augment\u00e9 sur la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Le march\u00e9 MIBEL fait figure d’exception, avec une baisse de 13 %. En revanche, les march\u00e9s britannique et nordique ont enregistr\u00e9 les plus fortes augmentations de prix en pourcentage, respectivement 28% et 37%. Sur les autres march\u00e9s, les prix ont augment\u00e9 de 4,2% sur le march\u00e9 fran\u00e7ais et de 8,0% sur le march\u00e9 n\u00e9erlandais.<\/p>\n

Si l’on compare les prix moyens de janvier \u00e0 ceux enregistr\u00e9s au cours du m\u00eame mois en 2024, on constate que les prix ont \u00e9galement augment\u00e9 sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s. Dans ce cas, l’exception est le march\u00e9 nordique, o\u00f9 les prix ont baiss\u00e9 de 35 %. En revanche, c’est le march\u00e9 britannique qui a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation (68 %). Sur les autres march\u00e9s, les augmentations de prix ont vari\u00e9 de 30 % sur le march\u00e9 espagnol \u00e0 49 % sur le march\u00e9 n\u00e9erlandais.<\/p>\n

En raison de ces augmentations de prix, en janvier 2025, les march\u00e9s allemand, belge, britannique, italien et n\u00e9erlandais ont enregistr\u00e9 leurs moyennes les plus \u00e9lev\u00e9es depuis mars 2023. Le march\u00e9 fran\u00e7ais a atteint la moyenne la plus \u00e9lev\u00e9e depuis mai 2023, tandis que le march\u00e9 nordique a enregistr\u00e9 la moyenne la plus \u00e9lev\u00e9e depuis mai 2024.<\/p>\n

En janvier 2025, la hausse des prix du gaz et des quotas d’\u00e9mission de CO\u2082, ainsi qu’une augmentation de la demande, ont fait grimper les prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. En outre, la baisse de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne en Allemagne et en Italie par rapport \u00e0 d\u00e9cembre 2024 a contribu\u00e9 \u00e0 intensifier cette tendance \u00e0 la hausse. En revanche, en Espagne et au Portugal, l’augmentation de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne a entra\u00een\u00e9 une baisse des prix sur le march\u00e9 ib\u00e9rique par rapport au mois pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

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

Brent, carburants etCO2<\/sub><\/h2>\n

Les contrats \u00e0 terme sur le p\u00e9trole Brent<\/strong> pour le Front-Month sur le march\u00e9 ICE<\/strong> ont enregistr\u00e9 un prix moyen mensuel de 78,35 $\/b pour le mois de janvier 2025. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, il s’agit de la moyenne mensuelle la plus \u00e9lev\u00e9e depuis septembre 2024. De plus, cette moyenne est sup\u00e9rieure de 7,1 % au prix des contrats \u00e0 terme du mois frontal de d\u00e9cembre 2024, soit 73,13 $\/baril. En revanche, elle \u00e9tait inf\u00e9rieure de 1,0 % \u00e0 la valeur correspondante du contrat \u00e0 terme du mois de janvier 2024, soit 79,15 $\/b.<\/p>\n

D\u00e9but janvier 2025, la possibilit\u00e9 de nouvelles sanctions sur le p\u00e9trole russe, iranien et v\u00e9n\u00e9zu\u00e9lien a favoris\u00e9 une hausse des prix \u00e0 terme du p\u00e9trole Brent. Les perspectives d’une augmentation de la demande en raison des basses temp\u00e9ratures et les attentes concernant la stimulation de l’\u00e9conomie chinoise ont \u00e9galement contribu\u00e9 \u00e0 ces augmentations. Toutefois, l’apaisement des tensions au Moyen-Orient, la perspective d’une augmentation de la production am\u00e9ricaine, ainsi que les inqui\u00e9tudes concernant les effets des droits de douane am\u00e9ricains sur l’\u00e9conomie mondiale et la demande mondiale de p\u00e9trole ont fait baisser les prix au cours de la deuxi\u00e8me quinzaine de janvier.<\/p>\n

En ce qui concerne les contrats \u00e0 terme sur le gaz TTF<\/strong> sur le march\u00e9 ICE pour le premier mois, le prix moyen de r\u00e8glement pour le mois de janvier 2025 \u00e9tait de 48,32 \u20ac\/MWh. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, il s’agit de la moyenne mensuelle la plus \u00e9lev\u00e9e depuis mars 2023. Par rapport \u00e0 la moyenne des contrats \u00e0 terme Front-Month n\u00e9goci\u00e9s au mois de d\u00e9cembre 2024, 45,15 \u20ac\/MWh, la moyenne de janvier a augment\u00e9 de 7,0 %. Par rapport \u00e0 la moyenne des contrats \u00e0 terme du mois de janvier 2024, qui \u00e9tait de 29,91 \u20ac\/MWh, la moyenne de janvier a augment\u00e9 de 62 %.<\/p>\n

En janvier, les basses temp\u00e9ratures, la diminution des r\u00e9serves europ\u00e9ennes et la fin des livraisons de gaz russe via l’Ukraine ont fait grimper les prix \u00e0 terme du gaz TTF. \u00c0 la fin du mois, la diminution des flux de gaz en provenance de Norv\u00e8ge a \u00e9galement exerc\u00e9 une influence \u00e0 la hausse sur les prix.<\/p>\n

En ce qui concerne les contrats \u00e0 terme sur les quotas d’\u00e9mission deCO2<\/sub><\/strong> sur le march\u00e9 EEX<\/strong> pour le contrat de r\u00e9f\u00e9rence de d\u00e9cembre 2025, ils ont atteint un prix moyen de 78,19 \u20ac\/t en janvier. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es \u00e0 AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix mensuel est le plus \u00e9lev\u00e9 depuis d\u00e9cembre 2023. De plus, cela repr\u00e9sente une augmentation de 13 % par rapport \u00e0 la moyenne du mois de d\u00e9cembre 2024, qui \u00e9tait de 69,03 \u20ac\/t. Par rapport \u00e0 la moyenne de janvier 2024, 69,72 \u20ac\/t, la moyenne de janvier 2025 \u00e9tait sup\u00e9rieure de 12 %.<\/p>\n

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

Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur le stockage de l’\u00e9nergie<\/h2>\n

La division AleaStorage d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> fournit des solutions avanc\u00e9es pour l’optimisation et la gestion des syst\u00e8mes de stockage d’<\/strong> \u00e9nergie<\/strong>, tels que les batteries<\/strong>, les stations de pompage<\/strong> et l’hydrog\u00e8ne vert<\/strong>. Ces solutions comprennent des pr\u00e9visions et des rapports<\/a> pour les projets autonomes et les syst\u00e8mes hybrides qui combinent les \u00e9nergies renouvelables<\/strong>, telles que l’\u00e9nergie \u00e9olienne <\/strong>et solaire <\/strong>, avec des syst\u00e8mes de stockage d’\u00e9nergie. Les services d’AleaStorage<\/strong> comprennent des calculs de revenus et de rentabilit\u00e9 pour les syst\u00e8mes avec stockage d’\u00e9nergie, ainsi que le dimensionnement optimal des batteries pour les syst\u00e8mes hybrides.<\/p>\n

Source: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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