AleaSoft Energy Forecasting, 23 septembre 2024. Au cours de la troisième semaine de septembre, les prix sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité ont été plus élevés que la semaine précédente. Cette tendance a été soutenue par la baisse de la production solaire et éolienne sur la plupart des marchés. Malgré la baisse hebdomadaire, la production éolienne a atteint le 17 septembre des niveaux inégalés depuis plusieurs mois en Espagne, au Portugal et en France. Les contrats à terme sur le gaz et le CO2 ont chuté, ce dernier enregistrant son prix de clôture le plus bas depuis le 6 avril.
Production solaire photovoltaïque et solaire thermique et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 16 septembre, la production solaire a diminué sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Les marchés portugais et espagnol ont enregistré les baisses les plus importantes, de 25 % et 24 % respectivement. Des baisses aussi importantes ont été observées pour la dernière fois sur la péninsule ibérique à la fin du mois de mars et au début du mois d’avril 2024. Le marché français a enregistré la plus faible baisse (12 %), inversant la tendance à la hausse de la semaine précédente. En revanche, sur le marché allemand, la production solaire a augmenté de 36 % après deux semaines de baisse. Au cours de la semaine du 23 septembre, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production solaire augmentera en Espagne et diminuera en Allemagne et en Italie.
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.Au cours de la troisième semaine de septembre, la production éolienne hebdomadaire a également diminué sur la plupart des principaux marchés européens, inversant la tendance à la hausse de la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte baisse (78 %), tandis qu’au Portugal, en Allemagne et en Espagne, la production éolienne a chuté de 27 %, 18 % et 15 %, respectivement. L’exception est le marché français, où la production d’énergie éolienne a augmenté de 5,4 %.
Malgré la baisse de la production hebdomadaire, le mardi 17 septembre, la production quotidienne d’énergie éolienne a atteint des niveaux inégalés depuis plusieurs mois. Au cours de cette journée, le marché espagnol a produit 257 GWh, soit la production journalière la plus élevée depuis le 1er juin. De même, le marché français a produit 232 GWh, une valeur jamais atteinte depuis la mi-avril, et le marché portugais a produit 63 GWh, la production la plus élevée depuis la mi-mai.
Dans la semaine du 23 septembre, selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, les tendances à la baisse s’inverseront. La production d’énergie éolienne augmentera en Allemagne, en Italie et dans la péninsule ibérique. En revanche, sur le marché français, la production d’énergie éolienne diminuera.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Demande d’électricité
Au cours de la semaine du 16 septembre, l’évolution inter hebdomadaire de la demande d’électricité n’a pas montré de tendance homogène sur les principaux marchés européens de l’électricité, contrairement à la tendance à la baisse observée la semaine précédente. La Grande-Bretagne arrive en tête des marchés où la demande a augmenté, avec une hausse de 3,0 %. Elle est suivie par le marché portugais, où la demande a augmenté pour la deuxième semaine consécutive, cette fois de 2,1 %. Les marchés belge et français ont enregistré les plus faibles augmentations, respectivement de 0,8% et 0,1%. Sur le marché espagnol, la demande est restée similaire à celle de la semaine précédente, tandis que les marchés italien, allemand et néerlandais ont enregistré une baisse de la demande. Sur le marché italien, la demande a baissé pour la troisième semaine consécutive, avec une diminution de 4,6%. Sur les marchés allemand et néerlandais, la demande a diminué pour la deuxième semaine consécutive, avec des baisses respectives de 2,3% et 2,1%.
Dans le même temps, les températures moyennes ont augmenté sur la plupart des marchés analysés. Les augmentations allaient de 2,9°C en France à 4,0°C aux Pays-Bas. En revanche, en Italie, en Espagne et au Portugal, les températures moyennes ont diminué de 2,1°C, 0,6°C et 0,4°C, respectivement.
Au cours de la semaine du 23 septembre, selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, la demande augmentera sur les marchés allemand, français, belge, néerlandais et britannique. En revanche, la demande diminuera dans la péninsule ibérique et 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 cours de la troisième semaine de septembre, les prix moyens sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Les marchés EPEX SPOT en France, aux Pays-Bas et en Belgique ont fait exception, avec des baisses respectives de 17 %, 2,9 % et 0,7 %. Le marché nordique Nord Pool a enregistré la plus forte augmentation de prix en pourcentage (91 %). Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté de 0,5 % sur le marché allemand EPEX SPOT à 18 % sur le marché espagnol MIBEL et le marché britannique N2EX.
Au cours de la troisième semaine de septembre, les moyennes hebdomadaires étaient inférieures à 81 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés. Les exceptions étaient le marché britannique N2EX et le marché italien IPEX, avec des moyennes respectives de 95,81 €/MWh et 111,60 €/MWh. Le marché nordique a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, soit 25,84 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié de 42,86 €/MWh sur le marché français à 80,26 €/MWh sur le marché allemand.
En ce qui concerne les prix horaires, plusieurs des marchés analysés ont enregistré des prix nuls ou négatifs au cours de la troisième semaine de septembre. Le prix le plus bas de la semaine, -3,95 €/MWh, a été enregistré le samedi 21 septembre de 14h00 à 15h00 sur les marchés allemand, français, néerlandais et belge. En revanche, les 16 et 17 septembre, les marchés espagnol, portugais et français ont enregistré des prix nuls pendant plusieurs heures, tandis que les 18, 19 et 20 septembre, les marchés allemand, néerlandais et belge ont enregistré des prix négatifs pendant quelques heures. Le dimanche 22 septembre, le marché allemand a de nouveau enregistré des heures de prix négatifs. En revanche, le marché italien, où aucun prix nul ou négatif n’a été atteint, a enregistré le prix horaire le plus élevé de la semaine, à savoir 180,32 €/MWh, le 16 septembre de 18h00 à 19h00.
Au cours de la semaine du 16 septembre, la baisse de la production éolienne et solaire sur la plupart des grands marchés européens a contribué à l’augmentation des prix du marché de l’électricité, malgré la baisse des prix du gaz et du CO2 sur l’ensemble de la semaine. La hausse de la demande d’électricité sur certains marchés a également contribué à cette tendance.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la quatrième semaine de septembre, les prix diminueront sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés, favorisés par la reprise de la production éolienne sur la plupart des marchés et solaire en Espagne.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, carburants et CO2
Au cours de la troisième semaine de septembre, les prix de clôture des contrats à terme du pétrole brut Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont augmenté au cours de la plupart des séances et étaient supérieurs à 72 $/bbl. Le lundi 16 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 72,75 dollars le baril. Conséquence de la tendance à la hausse, le jeudi 19 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 74,88 $/b. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus élevé depuis le 3 septembre. Le vendredi 20 septembre, le prix de clôture a légèrement baissé à 74,49 $/b, mais il était encore 4,0 % plus élevé que le vendredi précédent.
Au cours de la troisième semaine de septembre, la baisse des stocks de pétrole brut aux États-Unis et les inquiétudes concernant l’offre à la suite de l’ouragan Francine ont exercé une influence à la hausse sur les prix à terme du pétrole brut Brent. La réduction des taux d’intérêt américains a également contribué à la hausse des prix. Toutefois, les inquiétudes concernant l’évolution de la demande en Chine ont continué à empêcher de nouvelles hausses. Par ailleurs, l’instabilité accrue au Moyen-Orient pourrait entraîner de nouvelles hausses de prix au cours de la quatrième semaine de septembre.
Quant aux prix de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils sont restés inférieurs à 36 €/MWh au cours de la troisième semaine de septembre. Le mardi 17 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximum de 35,55 €/MWh. Par la suite, les prix ont baissé et le jeudi 19 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas à 33,08 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus bas depuis le 27 juillet. Le vendredi 20 septembre, le prix de clôture a augmenté pour atteindre 34,44 €/MWh. Ce prix était encore inférieur de 3,4 % à celui du vendredi précédent.
Au cours de la troisième semaine de septembre, les travaux de maintenance se sont poursuivis en Norvège. En outre, des travaux de maintenance sur le gazoduc Medgaz, qui devraient se poursuivre jusqu’à la quatrième semaine de septembre, ont affecté le flux de gaz en provenance d’Algérie. Toutefois, les niveaux élevés des stocks européens ont permis aux prix à terme du gaz TTF de rester inférieurs à 36 €/MWh. En outre, la nouvelle d’un éventuel accord de fourniture de gaz en provenance d’Azerbaïdjan via l’Ukraine a contribué à la chute des prix le jeudi 19 septembre, bien que cette nouvelle ait été rectifiée par la suite.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2024, le mardi 17 septembre, ils ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 64,34 €/t. Les 18 et 19 septembre, les prix de clôture ont baissé. Les 18 et 19 septembre, les prix de clôture ont baissé. Le jeudi 19 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas à 62,82 €/t. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus bas depuis le 6 avril. Le vendredi 20 septembre, le prix de clôture a augmenté pour atteindre 63,39 €/t. Toutefois, ce prix était encore inférieur de 2,5 % à celui du vendredi précédent.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ICE et EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés européens de l’énergie et du financement de projets renouvelables
Le jeudi 19 septembre, AleaSoft Energy Forecasting et AleaGreen ont organisé le 47e webinaire de leur série de webinaires mensuels. A cette occasion, le webinaire a analysé l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie, le stockage de l’énergie, en particulier les batteries et l’hydrogène vert, ainsi que la situation actuelle et les perspectives de l’autoconsommation. De plus, les services d’AleaSoft pour les négociants en énergie ont été expliqués. Xavier Cugat, Product Director chez Pylontech, et Francisco Valverde, professionnel indépendant pour le développement des énergies renouvelables, ont participé à la table ronde d’analyse.
Le prochain webinaire de la série, le numéro 48, aura lieu le 17 octobre et sera animé par des intervenants de Deloitte, qui y participeront pour la cinquième fois. Les thèmes abordés seront l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie pour l’hiver 2024-2025, le financement des projets d’énergies renouvelables et l’importance des prévisions dans les audits et l’évaluation des portefeuilles.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
