Prévisions 2020 Q4: Retours vers le futur

Ces dernières semaines, les marchés de gros de l’électricité ont alterné phases de panique et phases d’attentisme en particulier sur les contrats relatifs à l’hiver prochain (Q4 2020 & Q1 2021). Cette forte volatilité s’explique par des incertitudes particulièrement marquées, autour de la disponibilité du parc nucléaire, mais aussi du contexte macroéconomique et du poids d’une éventuelle récession sur le complexe énergétique. Ces incertitudes rendent bien sûr la réalisation d’une prévision long terme bien délicate, chez COR-e nous sommes cependant convaincus que l’analyse de données et la modélisation ont une valeur à ajouter.

 

Nous vous proposons donc une étude centrée sur l’impact de la météo sur les scénarios de prévisions pour le contrat Q4 2020 en France.

Nous effectuerons ici différents scénarios d’équilibre offre/demande en rejouant les conditions météorologiques des hivers passés ; puis ces scénarios seront mis en perspective avec les conditions de marché actuelles pour fournir plusieurs trajectoires de prix possible pour le contrat Q4 2020 en livraison.

Nous allons donc utiliser les données historiques de température, ensoleillement, et vitesse du vent, des hivers 2011 à 2019 pour reconstruire :

  • Des prévisions horaires de productions éoliennes et solaires (en utilisant les capacités installées de 2020),
  • Des prévisions horaires de consommation électrique

Pour cet exercice nous utiliserons par ailleurs :

  • Les cotations actuelles du gaz, du charbon et du CO2 sur les marchés à terme.
  • Les dernières prévisions de disponibilité nucléaires issues de notre modèle (présenté lors de notre précédente Newsletter)

 

Avant de nous intéresser aux résultats concernant les prévisions de prix, quelques éléments chiffrés concernant les données météorologiques en entrée.

  • Q4 2012 est le trimestre le plus froid en moyenne (0,4°C sous les normales de saison)
  • Q4 2011 est le trimestre le plus chaud en moyenne (1,4 °C au-dessus des normales de saison)
  • On constate une forte variabilité hebdomadaire des températures avec des écarts allant de -4.2°C (semaine 44 2012) à +5.5°C par rapport aux normales de saison (semaine 51 2019)
  • Avec nos simulations, les pointes de consommation sont comprises entre 79500MW (météo de la semaine 48 2015) et 87000MW (météo de la semaine 50 2012)
  • Avec les capacités installées 2020, les puissances hebdomadaires moyennes pour la production renouvelable (hors hydraulique) oscilleraient entre 2400MW et 10000MW

Voici maintenant le détail de nos simulations de prix :

Sans surprise, c’est la météorologie qui tiendra le haut du pavé. Au-delà de la température, la production renouvelable sera fondamentale, tant l’adage « il n’y a pas de vent quand il fait froid » se vérifie de moins en moins, en France comme dans le reste de l’Europe.

Les incertitudes restent nombreuses : réponse du marché du gaz à la météo, hydrologie, baisse structurelle de la demande. Prédire l’avenir reste impossible, mais l’analyse de données et la modélisation sont des outils puissants pour appréhender le marché et la gestion du risque.

Contactez-nous pour obtenir une version détaillée de cette analyse.

Nos équipes sont à votre disposition pour vous accompagner dans la construction de scénarios et de prévisions personnalisées sur les échéances et les pays de votre choix. Notre plateforme autorise des simulations de prix basées sur les inputs de votre choix, qu’ils soient relatifs à la météo, à la disponibilité des centrales ou au prix des combustibles.

Emeric de Vigan
COR-e Founder et CEO

COR-e Logo

1 rue Hoche

83000 Toulon, France

client@cor-e.fr