AleaSoft Energy Forecasting, 15 juillet 2024. Au cours de la deuxième semaine de juillet, les prix sur les principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Ces augmentations ont été soutenues par la baisse de la production d’énergie éolienne et la hausse des températures, qui ont entraîné une augmentation de la demande sur la plupart des marchés. Des prix négatifs ont été enregistrés sur presque tous les marchés pendant quelques heures. La production solaire a augmenté sur tous les marchés et la production photovoltaïque a enregistré des records historiques en Espagne et au Portugal, et des records pour un mois de juillet en France et en Allemagne.
Production solaire photovoltaïque et thermoélectrique et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 8 juillet, la production solaire a augmenté sur les principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. L’augmentation la plus importante a été enregistrée sur le marché allemand, avec 23 %, suivie par des hausses de 16 % sur le marché français et de 12 % sur le marché italien. Dans la péninsule ibérique, les augmentations ont été de 5,7 % en Espagne et de 1,7 % au Portugal. Dans le cas de l’Espagne, la production solaire comprend l’énergie solaire photovoltaïque et l’énergie solaire thermique. Sur le marché italien, la production d’énergie solaire a augmenté pour la troisième semaine consécutive, tandis qu’au Portugal et en Espagne, il s’agit de la deuxième semaine consécutive de hausse.
Au cours de la deuxième semaine de juillet, le marché ibérique a battu des records historiques en matière de production solaire photovoltaïque. En Espagne, une production record de 208 GWh a été enregistrée le vendredi 12 juillet, tandis qu’au Portugal, elle a été atteinte le samedi 13 juillet avec 23 GWh. D’autre part, les marchés français et allemand ont enregistré la production solaire journalière la plus élevée pour le mois de juillet. Le marché français a atteint 121 GWh le lundi 8 juillet, tandis qu’en Allemagne, ce chiffre a été atteint un jour plus tard, le 9 juillet, avec une production de 405 GWh.
Pour la troisième semaine de juillet, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production d’énergie solaire sur le marché allemand continuera d’augmenter par rapport à la semaine précédente. En revanche, des baisses sont attendues sur les marchés espagnol et italien.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.
Au cours de la deuxième semaine de juillet, la production d’énergie éolienne a diminué sur l’ensemble des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Le marché français a enregistré la plus forte baisse (49 %), suivi par le marché allemand (42 %) et le marché italien (33 %). Le marché espagnol a connu une baisse de 10 %, tandis que le marché portugais a enregistré la plus faible baisse, soit 5,7 %.
Selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, dans la semaine du 15 juillet, la production d’énergie éolienne augmentera sur les marchés allemand et italien. En revanche, elle devrait continuer à baisser sur les marchés de la péninsule ibérique et de la France.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.
Demande d’électricité
Au cours de la deuxième semaine de juillet, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte augmentation (12 %), suivi par les marchés britannique et espagnol (4,9 % et 4,4 % respectivement). Le marché français a augmenté de 2,7 % et le marché portugais a connu la plus faible augmentation (1,2 %). Sur le marché ibérique de l’Espagne et du Portugal, la demande a poursuivi sa tendance à la hausse pour la quatrième semaine consécutive, tandis que le marché britannique a maintenu la même tendance pour la troisième semaine. En revanche, les marchés belge, allemand et néerlandais ont enregistré des baisses allant de 0,1% pour le marché néerlandais à 0,6% pour le marché belge. Les marchés allemand et belge ont maintenu leurs baisses pour la deuxième semaine consécutive.
Au cours de la semaine, les températures moyennes ont augmenté sur l’ensemble des marchés analysés par rapport à la première semaine de juillet. Les marchés allemand et italien ont enregistré les hausses les plus importantes, respectivement de 3,5 °C et 3,2 °C. En France, les températures moyennes ont augmenté de 2,3 °C. Sur les marchés ibérique, britannique, belge et néerlandais, les augmentations varient de 1,0 °C au Portugal et en Grande-Bretagne à 1,8 °C aux Pays-Bas.
Pour la semaine du 15 juillet, les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting anticipent une augmentation de la demande d’électricité sur les marchés espagnol, portugais et français par rapport à la semaine précédente. En revanche, la demande devrait diminuer sur les marchés des Pays-Bas, de la Belgique, de l’Italie, de l’Allemagne et de la Grande-Bretagne.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid et ELIA.
Marchés européens de l’électricité
Au cours de la deuxième semaine de juillet, les prix sur les principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Le marché italien IPEX a enregistré la plus faible augmentation (7,0 %). En revanche, le marché EPEX SPOT en France a enregistré la plus forte augmentation de prix en pourcentage, soit 95 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté de 23% sur le marché MIBEL au Portugal et de 64% sur le marché EPEX SPOT en Belgique.
Au cours de la deuxième semaine de juillet, les moyennes hebdomadaires étaient inférieures à 70 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés. Le marché britannique N2EX et le marché italien ont fait exception, avec des moyennes respectives de 84,16 €/MWh et 112,83 €/MWh. Le marché nordique Nord Pool a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, à savoir 27,79 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix allaient de 52,39 €/MWh sur le marché français à 68,97 €/MWh sur le marché portugais.
En termes de prix horaires, la plupart des marchés européens analysés ont enregistré des prix négatifs le dimanche 14 juillet. Les exceptions sont les marchés britannique et italien. Les marchés allemand, français et nordique ont également enregistré des prix négatifs le samedi 13 juillet. Outre les 13 et 14 juillet, les marchés belge et néerlandais ont enregistré des prix horaires négatifs le 10 juillet. Les marchés belge et français ont enregistré le prix horaire le plus bas de la deuxième semaine de juillet, -74,02 €/MWh, le dimanche 14 juillet, de 14h00 à 15h00.
Au cours de la semaine du 8 juillet, la baisse de la production éolienne et l’augmentation de la demande sur la plupart des marchés ont entraîné une hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité, malgré la baisse du prix moyen hebdomadaire du gaz et du CO2.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la troisième semaine de juillet, les prix baisseront légèrement sur la plupart des marchés de l’électricité analysés, influencés par la diminution de la demande sur la plupart de ces marchés. Dans le cas de l’Italie, l’augmentation de la production d’énergie éolienne exercera également une influence à la baisse sur les prix.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.
Brent, carburants et CO2
Le lundi 8 juillet, les contrats à terme du pétrole brut Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire de 85,75 $/bbl. Ce prix était inférieur à celui de la dernière séance de la semaine précédente. Le mardi 9 juillet, les baisses se sont poursuivies et ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas à 84,66 $/bbl. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus bas depuis le 18 juin. Lors des autres séances de la deuxième semaine de juillet, les prix de clôture ont été plus élevés, mais sont restés inférieurs à 85,50 dollars le baril. Le vendredi 12 juillet, le prix de clôture était de 85,03 $/b, soit 1,7 % de moins que le vendredi précédent.
Au cours de la deuxième semaine de juillet, les inquiétudes concernant la demande en Chine ont exercé une influence à la baisse sur les prix à terme. Toutefois, l’évolution du conflit au Moyen-Orient pourrait exercer une influence à la hausse sur les prix au cours de la troisième semaine de juillet, malgré le renforcement du dollar. Cette semaine, les prix à terme du pétrole Brent seront également influencés par d’éventuelles décisions de soutien à l’économie chinoise.
Quant aux prix de clôture des contrats à terme de gaz TTF sur le marché ICE pour le premier mois, ils ont poursuivi, lors des premières séances de la deuxième semaine de juillet, la tendance à la baisse entamée à la fin de la semaine précédente. Le lundi 8 juillet, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 32,29 €/MWh. En conséquence de la baisse des prix, le mercredi 10 juillet, le prix de clôture était de 30,78 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit du prix de clôture hebdomadaire le plus bas et le plus bas depuis le 18 mai. Bien que les prix aient augmenté au cours des dernières séances de la semaine, ils sont restés inférieurs à 32 €/MWh. Le vendredi 12 juillet, le prix de clôture était de 31,72 €/MWh, soit 4,1 % de moins que le vendredi précédent.
Au cours de la deuxième semaine de juillet, malgré la panne de l’usine d’exportation de gaz naturel liquéfié de Freeport due à l’ouragan Beryl, les prix de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF ont été inférieurs à ceux de la semaine précédente. Les niveaux de la demande et les stocks européens élevés, ainsi qu’une légère réduction de la demande asiatique, ont contribué à ce comportement.
Quant aux prix de clôture des contrats à terme sur les quotas d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2024, ils sont restés inférieurs à 70 €/t au cours de la deuxième semaine de juillet. Au cours des trois premières séances de la semaine, les prix ont baissé. Le 10 juillet, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 67,96 €/t. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus bas depuis la fin du mois de juin. Par la suite, les prix ont commencé à se redresser. Le vendredi 12 juillet, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 69,19 €/t, soit 1,7 % de moins que le 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, les PPA et la transition énergétique
Le jeudi 11 juillet, AleaSoft Energy Forecasting et AleaGreen ont organisé le 46ème 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, la cannibalisation des prix, les prix bas, le ciblage des technologies renouvelables, les perspectives pour le photovoltaïque, les batteries et l’hybridation, ainsi que les PPA du point de vue des grands consommateurs et des électro-intensives. En outre, les nouvelles divisions d’AleaSoft visant à promouvoir les énergies renouvelables et la transition énergétique ont été expliquées. Des intervenants de l’AEGE, Banco Sabadell, Axpo Iberia et CESCE ont participé à la table d’analyse du webinaire.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
