AleaSoft Energy Forecasting, 2 juillet 2024. Au premier semestre 2024, les prix ont baissé par rapport au semestre précédent sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité. D’une année sur l’autre, la baisse a été généralisée. Le marché espagnol a enregistré le prix le plus bas au cours de cette période. Sur presque tous les marchés, le prix moyen des six premiers mois de 2024 a été le plus bas depuis le premier ou le deuxième semestre 2021. La production photovoltaïque semestrielle a été la plus élevée jamais enregistrée sur tous les marchés, une étape également atteinte par l’éolien dans certains cas. La demande d’électricité a augmenté en glissement annuel sur la plupart des marchés, tandis que les prix du gaz et du CO2 ont baissé.
Production d’énergie solaire photovoltaïque, thermoélectrique et éolienne
IAu cours du premier semestre 2024, la production d’énergie solaire a augmenté par rapport à la même période de l’année précédente sur tous les principaux marchés européens. Le marché portugais a enregistré la plus forte augmentation, soit 24 %, suivi par le marché italien, avec 15 %. En Espagne, où l’énergie solaire photovoltaïque et l’énergie solaire thermoélectrique sont incluses, et en Allemagne, l’augmentation a été de 13 % pour les deux marchés, tandis que le marché français a enregistré la plus faible variation, avec une augmentation de 5,3 %.
Par rapport au second semestre 2023, la production solaire du premier semestre 2024 a également augmenté sur tous les marchés analysés. Les plus fortes augmentations ont été enregistrées en Allemagne avec 24 % et au Portugal avec 22 %. L’Italie et l’Espagne ont connu des augmentations de 13 % et 10 %, respectivement. De même, le marché français a connu la plus faible augmentation, soit 2,4 %.
En outre, sur tous les marchés analysés, la production semestrielle d’énergie solaire photovoltaïque a été la plus élevée jamais enregistrée. En Allemagne, 32 713 GWh ont été produits avec cette technologie, en Espagne 21 067 GWh, en Italie 13 909 GWh, en France 11 340 GWh et au Portugal 2198 GWh.
D’autre part, selon les données de Red Eléctrica, en juin 2024, la capacité solaire photovoltaïque en Espagne continentale s’élevait à 1140 MW de plus que la capacité installée à la fin de 2023. Au cours de la même période, l’augmentation de la capacité solaire PV au Portugal par rapport à la capacité installée fin décembre 2023 était de 502 MW.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.La production d’énergie éolienne a augmenté sur la plupart des grands marchés européens au premier semestre 2024 par rapport au premier semestre 2023. L’exception est le marché espagnol, où la production avec cette technologie a été inférieure de 0,3 % au cours de cette période. Sur les autres marchés, la variation la plus importante a été enregistrée sur le marché portugais, avec une augmentation de 16 %, suivie par l’augmentation de 11 % sur le marché italien. En France et en Allemagne, les augmentations ont été respectivement de 7,3 % et de 7,1 %.
Par rapport au dernier semestre 2023, la production d’énergie éolienne du premier semestre 2024 a également augmenté dans la plupart des marchés analysés dans AleaSoft Energy Forecasting, à l’exception du marché français, où elle a diminué de 1,8 %. La plus forte augmentation de 7,0 % a été enregistrée au Portugal, suivie par des hausses de 6,5 % et 4,8 % sur les marchés espagnol et italien, respectivement. En revanche, le marché allemand a connu la plus faible augmentation 0,1 %.
La production d’énergie éolienne au cours du premier semestre 2024 a été la plus élevée de tous les semestres de l’histoire sur les marchés allemand, italien et portugais, avec une production de 73 788 GWh, 12 616 GWh et 7286 GWh, respectivement. Sur les marchés espagnol et français, elle a été la deuxième plus élevée dans chaque cas, avec des valeurs de 31 574 GWh en Espagne et de 24 550 GWh en France.
De même, selon les données de Red Eléctrica, jusqu’en juin 2024, la capacité éolienne en Espagne continentale a augmenté de 379 MW par rapport à la capacité installée à la fin de 2023. Dans le cas du Portugal, l’augmentation a été de 6 MW au cours de la même période.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Demande d’électricité
Au cours du premier semestre 2024, la demande d’électricité a enregistré des augmentations d’une année sur l’autre dans la plupart des principaux marchés européens. L’augmentation la plus importante, 2,1 %, a été enregistrée sur le marché belge, suivi par le marché portugais, 1,9 %, et le marché néerlandais, 1,2 %. Les marchés italien et espagnol ont enregistré la même augmentation de 0,7 %, tandis que le marché britannique a connu la plus faible augmentation (0,2 %). En revanche, les marchés français et allemand ont enregistré des baisses respectives de 0,4 % et 1,7 %.
Par rapport au semestre précédent, les marchés allemand, britannique, belge et français ont enregistré des augmentations de la demande d’électricité comprises entre 0,2 % pour le marché allemand et 7,0 % pour le marché français. En revanche, les marchés du Portugal, de l’Espagne, de l’Italie et des Pays-Bas ont connu des baisses allant de 0,2 % à 7,9 %.
Les températures moyennes ont augmenté d’une année sur l’autre au cours du premier semestre dans la plupart des marchés analysés. Les augmentations vont de 0,1 °C en Grande-Bretagne et en Espagne à 1,3 °C en Allemagne. En revanche, les températures au Portugal et en France ont été inférieures de 0,1 °C à celles du premier semestre 2023.
Par rapport au second semestre 2023, les températures moyennes ont baissé sur tous les marchés, avec des diminutions allant de 3,0 °C en Allemagne à 4,9 °C en Italie.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au premier semestre 2024, le prix moyen semestriel est resté inférieur à 70 €/MWh sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. Les exceptions ont été le marché britannique N2EX et le marché italien IPEX, avec des moyennes respectives de 76,22 €/MWh et 93,46 €/MWh. En revanche, le marché espagnol MIBEL a enregistré le prix semestriel le plus bas, à savoir 39,13 €/MWh. Sur les autres marchés analysés dans AleaSoft Energy Forecasting, les moyennes s’échelonnent de 39,25 €/MWh sur le marché MIBEL du Portugal à 69,97 €/MWh sur le marché EPEX SPOT de l’Allemagne.
Par rapport au semestre précédent, les prix moyens du premier semestre 2024 ont baissé sur presque tous les marchés européens de l’électricité analysés dans AleaSoft Energy Forecasting. L’exception est le marché nordique Nord Pool, avec une augmentation de 9,7 %. En revanche, les marchés français, espagnol et portugais ont enregistré les plus fortes baisses, respectivement de 44 %, 54 % et 55 %. Les autres marchés analysés ont enregistré des baisses de prix allant de 18 % sur le marché britannique à 28 % sur le marché belge.
Si l’on compare les prix moyens du premier semestre 2024 à ceux enregistrés au cours du même semestre 2023, on constate que les prix ont baissé sur tous les marchés analysés. Les marchés ibérique et français ont connu les baisses les plus importantes, respectivement de 56 % et 58 %. En revanche, le marché italien a enregistré la plus faible baisse (31 %). Sur les autres marchés, les baisses de prix allaient de 33 % sur le marché allemand à 45 % sur le marché belge.
Ces baisses de prix ont eu pour conséquence que le prix du premier semestre 2024 a été le plus bas depuis le premier semestre 2021 sur les marchés du Royaume-Uni, de l’Espagne, de la France et du Portugal. Sur les marchés allemand, belge, italien et néerlandais, le prix semestriel moyen a été le plus bas depuis le second semestre 2021.
Au premier semestre 2024, la baisse du prix moyen du gaz et des quotas d’émission de CO2 par rapport au semestre précédent, l’augmentation générale de la production solaire et l’augmentation de la production éolienne sur presque tous les marchés ont entraîné une baisse des prix sur les marchés européens de l’électricité par rapport à cette période.
Par rapport au premier semestre 2023, la baisse des prix moyens du gaz et des quotas d’émission de CO2, l’augmentation de la production solaire et de la production éolienne sur la quasi-totalité des marchés analysés ont également contribué à la baisse en glissement annuel des prix du marché européen de l’électricité, malgré une augmentation de la demande dans la plupart d’entre eux.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, carburants et CO2
Les contrats à terme sur le pétrole brut Brent pour le Front-Month sur le marché ICE ont enregistré un prix moyen semestriel de 83,42 $/b pour le premier semestre 2024. Ce prix était inférieur de 1,2 % au prix précédent de 84,40 $/b pour les contrats à terme du premier mois. D’autre part, il était 4,3 % plus élevé que le prix correspondant des contrats à terme du premier mois négociés au cours du premier semestre 2023, qui était de 79,97 dollars le baril.
Au cours du premier semestre 2024, les inquiétudes concernant les développements économiques et leur impact sur la demande mondiale ont entraîné une baisse des prix par rapport au semestre précédent. Les niveaux d’inflation et les attentes de périodes plus longues de taux d’intérêt élevés aux États-Unis ont contribué à cette inquiétude. Toutefois, l’instabilité au Moyen-Orient et le conflit entre la Russie et l’Ukraine, ainsi que les réductions de production de l’OPEP+, ont exercé une influence à la hausse sur les prix, contribuant à leur augmentation d’une année sur l’autre. En outre, en mai, les incendies de forêt au Canada ont suscité des inquiétudes quant à l’approvisionnement du pays. En juin, les prévisions d’une augmentation de la demande en raison des vacances d’été ont également exercé une influence à la hausse sur les prix à terme.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, le prix moyen enregistré au cours du premier semestre 2024 était de 29,70 €/MWh. Par rapport au prix des contrats à terme du premier mois négociés au cours du semestre précédent, soit 38,45 €/MWh, la moyenne a baissé de 23 %. Par rapport aux contrats à terme du premier mois négociés au cours du même semestre de 2023, où le prix moyen était de 44,34 €/MWh, il y a eu une baisse de 33 %.
Au premier semestre 2024, malgré les inquiétudes concernant l’offre dues à l’instabilité au Moyen-Orient, à la baisse des flux de gaz en provenance de Norvège et aux problèmes rencontrés par les usines d’exportation de gaz naturel liquéfié aux États-Unis et en Australie, les niveaux élevés des réserves européennes ont entraîné une baisse des prix à terme du gaz TTF par rapport à ceux des premier et deuxième semestres 2023. Toutefois, au second semestre 2024, la demande accrue de gaz naturel liquéfié sur les marchés asiatiques a entraîné une baisse de l’offre en Europe. En outre, la crainte d’une interruption des livraisons de gaz russe à l’Autriche l’été prochain a renforcé les inquiétudes concernant l’approvisionnement pour remplir les réserves pour l’hiver à venir. Cette situation a contribué à une reprise des prix moyens mensuels, bien que la moyenne des six premiers mois de l’année ait été inférieure à celle des semestres précédents.
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 2024, ils ont atteint un prix moyen de 65,68 €/t au cours du premier semestre 2024. Ce prix est inférieur de 23 % à la moyenne du semestre précédent, qui était de 85,11 €/t. Par rapport à la moyenne du même semestre 2023, qui était de 93,53 €/t, la moyenne du premier semestre 2024 était inférieure de 30 %.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ICE et EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives du stockage de l’énergie
AleaStorage est la division d’AleaSoft Energy Forecasting qui fournit des solutions pour le stockage de l’énergie et l’hybridation des technologies renouvelables, telles que l’énergie éolienne ou l’énergie solaire, avec des systèmes de stockage, tels que les batteries. Les rapports d’AleaStorage comprennent l’estimation des revenus des batteries et des systèmes de stockage, l’optimisation de l’exploitation et le développement de stratégies pour maximiser les revenus.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
