AleaSoft Energy Forecasting, 16 septembre 2024. Au cours de la deuxième semaine de septembre, les prix ont baissé sur les principaux marchés européens de l’électricité. La production éolienne et photovoltaïque a augmenté sur la plupart des marchés, avec des records pour un mois de septembre en Italie, en Espagne et en France. La demande d’électricité a baissé sur presque tous les marchés, aidée par des températures plus fraîches. Les contrats à terme sur le gaz et le CO2 ont baissé, atteignant les prix les plus bas depuis la fin du mois de juillet. Les contrats à terme sur le Brent ont également chuté à des valeurs jamais atteintes depuis décembre 2021.
Production solaire photovoltaïque et solaire thermique et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 9 septembre, la production solaire a augmenté par rapport à la semaine précédente sur les marchés français, italien et espagnol. Le marché français a enregistré la plus forte augmentation (32 %). En Italie, elle a augmenté de 5,0 % et en Espagne, où le solaire photovoltaïque et le solaire thermique sont inclus, elle a augmenté de 1,3 %. En revanche, les marchés allemand et portugais ont enregistré des baisses de la production d’énergie solaire de 36 % et 4,3 %, respectivement. Le marché espagnol a enregistré des augmentations pour la deuxième semaine consécutive, tandis que le marché allemand a également connu des baisses pour la deuxième semaine consécutive.
Au cours de la deuxième semaine de septembre, les marchés espagnol, italien et français ont enregistré des records historiques de production pour un mois de septembre. Le lundi 9 septembre, le marché espagnol a atteint sa plus forte production journalière d’énergie solaire photovoltaïque pour un mois de septembre, avec 176 GWh. Le 10 septembre, le marché italien a enregistré sa plus forte production journalière de 104 GWh pour un mois de septembre, et le marché français, le dimanche 15 septembre, avec 107 GWh.
Au cours de la troisième semaine de septembre, les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que la production augmentera en Allemagne. En revanche, elle devrait diminuer en Italie et en Espagne.
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 semaine du 9 septembre, la production d’énergie éolienne a augmenté sur l’ensemble des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré une augmentation de 286 %, soit près de trois fois la production de la semaine précédente. Les marchés français, allemand et espagnol ont connu des augmentations respectives de 88 %, 47 % et 40 %. Le marché portugais a enregistré la plus faible augmentation, soit 7,8 %.
Le vendredi 13 septembre, le marché italien a atteint un record historique de production d’énergie éolienne pour le mois de septembre, avec une production de 165 GWh.
Dans la semaine du 16 septembre, selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production d’énergie éolienne diminuera en Italie, dans la péninsule ibérique et en France, tandis qu’elle augmentera sur le marché allemand.
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 deuxième semaine de septembre, la demande d’électricité a diminué sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte baisse (9,7 %), tandis que les marchés néerlandais et britannique ont connu des baisses respectives de 6,6 % et 6,1 %. Les marchés espagnol, allemand, belge et français ont enregistré des baisses allant de 4,5 % pour le marché espagnol à 0,3 % pour le marché français. Pour la deuxième semaine consécutive, les marchés italien, espagnol et français ont répété la tendance à la baisse. En revanche, le marché portugais a fait exception à la règle. Sur ce marché, la demande a augmenté de 2,0% par rapport à la semaine précédente.
Au cours de la semaine du 9 septembre, les températures moyennes ont baissé sur la plupart des marchés analysés. L’Allemagne, les Pays-Bas et la Belgique ont enregistré les plus fortes baisses de températures moyennes, avec respectivement 9,3°C, 7,9°C et 6,1°C. En Espagne, en Grande-Bretagne, en Italie et en France, les baisses de température moyenne ont été comprises entre 1,1°C en Espagne et 4,8°C en France. L’exception est le Portugal, qui a enregistré une augmentation de 0,4°C des températures moyennes.
Selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting pour la semaine du 16 septembre, la demande devrait continuer à baisser sur les marchés de l’Espagne, de l’Italie, du Portugal, de la France et de l’Allemagne. En revanche, la demande devrait augmenter sur les marchés des Pays-Bas, de la Grande-Bretagne et de la Belgique.
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 deuxième semaine de septembre, les prix moyens sur les principaux marchés européens de l’électricité ont diminué par rapport à la semaine précédente. Le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas a enregistré la plus faible baisse de prix en pourcentage (16 %). En revanche, le marché EPEX SPOT en France a enregistré la plus forte baisse en pourcentage, soit 38 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé de 19 % sur le marché allemand EPEX SPOT et de 36 % sur le marché nordique Nord Pool.
Au cours de la deuxième semaine de septembre, les moyennes hebdomadaires étaient inférieures à 80 €/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 81,28 €/MWh et 107,91 €/MWh. Le marché nordique a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, soit 13,55 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié de 51,37 €/MWh sur le marché français à 79,85 €/MWh sur le marché néerlandais.
En ce qui concerne les prix horaires, la plupart des marchés analysés ont enregistré des prix négatifs au cours de la deuxième semaine de septembre. Les exceptions sont le marché italien et le marché portugais MIBEL. Sur les marchés britannique et nordique, les prix horaires ont été négatifs le 10 septembre. Outre ce jour, le marché belge a enregistré des prix négatifs les 11 et 15 septembre, tandis que les marchés allemand et néerlandais ont enregistré des prix négatifs les 14 et 15 septembre. Le dimanche 15 septembre, les marchés espagnol et français ont également enregistré des prix horaires négatifs. Le marché néerlandais a enregistré le prix horaire le plus bas de la deuxième semaine de septembre, -1,83 €/MWh, le mardi 10 septembre, de 15h00 à 16h00. En revanche, le marché allemand a atteint le prix horaire le plus élevé de la deuxième semaine de septembre, 300,01 €/MWh, le 12 septembre, de 19h00 à 20h00.
Au cours de la semaine du 9 septembre, la baisse des prix moyens hebdomadaires du gaz et des quotas d’émission de CO2, l’augmentation de la production d’énergie éolienne, ainsi que la baisse de la demande et l’augmentation de la production solaire sur la plupart des marchés, ont contribué à la chute des prix sur le marché européen de l’électricité.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la troisième semaine de septembre, les prix continueront à baisser sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés. Cependant, les prix pourraient augmenter sur le marché italien, où la production éolienne et solaire diminuera de manière significative. Les marchés britannique et néerlandais pourraient également connaître des hausses de prix, influencées par la reprise de la demande sur ces marchés.
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 deuxième semaine de septembre, les prix de clôture des contrats à terme sur le pétrole Brent pour le premier mois sur le marché ICE, après avoir enregistré une légère augmentation lundi par rapport à la dernière session de la semaine précédente, ont chuté de 3,7 % mardi. Par conséquent, le mardi 10 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 69,19 dollars le baril. Selon les données analysées à AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus bas depuis le 2 décembre 2021. En revanche, lors des trois dernières séances de la semaine, les prix se sont maintenus au-dessus de 70 $/b. Le jeudi 12 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 71,97 $/b. Le vendredi 13 septembre, le prix de clôture est tombé à 71,61 $/b, mais il était encore 0,8 % plus élevé que le vendredi précédent.
Au cours de la deuxième semaine de septembre, la révision à la baisse par l’OPEP de ses prévisions de demande a conduit à une baisse des prix le mardi 10 septembre. L’Agence internationale de l’énergie a également revu à la baisse ses prévisions de croissance de la demande. Toutefois, les effets de l’ouragan Francine sur l’offre américaine et les perturbations de l’offre en Libye ont contribué à la reprise des prix au cours des dernières séances de la deuxième semaine de septembre.
Quant aux contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont atteint le lundi 9 septembre leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 37,33 €/MWh. En revanche, le jeudi 12 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 35,19 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus bas depuis le 31 juillet. Le vendredi 13 septembre, le prix de clôture a augmenté pour atteindre 35,65 €/MWh. Ce prix était encore inférieur de 2,3 % à celui du vendredi précédent.
Le lundi 9 septembre, les contrats à terme sur le gaz TTF ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, influencés par des prévisions de basses températures et une réduction de l’offre en provenance de Norvège. Au début de la deuxième semaine de septembre, les craintes concernant les effets de l’ouragan Francine sur les exportations américaines de gaz naturel liquéfié ont également exercé une influence à la hausse sur les prix. Toutefois, les niveaux élevés des stocks européens et l’abondance de l’offre ont contribué à maintenir les prix de clôture en dessous de 38 €/MWh au cours de la deuxième semaine de septembre.
En ce qui concerne les 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, le lundi 9 septembre, ils ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé de 66,52 €/t. D’autre part, ils ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas de 64,92 €/t le mardi 10 septembre. D’autre part, le mardi 10 septembre, ils ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire minimum de 64,92 €/t. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus bas depuis le 23 juillet. Le 11 septembre, le prix de clôture a augmenté de 2,3 % par rapport à la veille. Lors des deux dernières séances de la deuxième semaine de septembre, les prix ont de nouveau baissé. Le vendredi 13 septembre, le prix de clôture était de 64,99 €/t, soit 2,3 % 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, du stockage de l’énergie et de l’autoconsommation.
Ce jeudi 19 septembre, AleaSoft Energy Forecasting et AleaGreen organisent le 47ème webinaire de leur série de webinaires mensuels. Le webinaire analysera 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. En outre, les services d’AleaSoft pour les négociants en énergie seront expliqués. Xavier Cugat, directeur de produit chez Pylontech, et Francisco Valverde, professionnel indépendant pour le développement des énergies renouvelables, participeront à la table d’analyse du webinaire.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
