AleaSoft Energy Forecasting, 5 août 2024. Au cours de la première semaine d’août, les prix du gaz et du CO2 ont augmenté, entraînant une hausse des prix sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. Le marché italien a enregistré le prix journalier le plus élevé de l’année le 29 juillet et le marché ibérique le deuxième plus élevé le 5 août. Le marché français a battu le record historique de production photovoltaïque le 29 juillet et les marchés italien, espagnol et portugais ont atteint la production la plus élevée pour un mois d’août pour cette technologie.
Production solaire photovoltaïque et thermoélectrique et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 29 juillet, la production solaire a augmenté par rapport à la semaine précédente en Allemagne, en France et en Italie. L’augmentation la plus importante a été enregistrée sur le marché allemand (11 %), suivie par des hausses de 3,5 % sur le marché français et de 0,1 % sur le marché italien. En France, la production d’énergie solaire a augmenté pour la quatrième semaine consécutive. En revanche, dans la péninsule ibérique, la tendance à la hausse de la semaine précédente s’est inversée. Le Portugal a enregistré une baisse de 9,5 %, tandis qu’en Espagne, où l’énergie solaire photovoltaïque et l’énergie solaire thermique sont incluses, la baisse a été de 6,2 %.
Au cours de la dernière semaine de juillet, le marché français a de nouveau battu le record historique de production solaire photovoltaïque le lundi 29 juillet, avec 129 GWh. D’autre part, le jeudi 1er août, la production PV journalière la plus élevée pour le mois d’août a été enregistrée sur les marchés français et italien, avec 105 GWh et 124 GWh respectivement. Sur le marché espagnol, malgré la baisse entre les semaines, la production PV journalière la plus élevée pour le mois d’août a été enregistrée le jeudi 1er août, avec 199 GWh de production, tandis que le vendredi 2 août, le marché portugais a connu sa production PV journalière la plus élevée pour le mois d’août, avec 22 GWh de production.
Dans la semaine du 5 août, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production devrait augmenter en Allemagne et en Espagne et diminuer en Italie.
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 première semaine d’août, la production d’énergie éolienne a augmenté sur les marchés portugais et italien pour la deuxième semaine consécutive. L’augmentation la plus importante a été enregistrée sur le marché italien (26 %), suivie par l’augmentation de 11 % sur le marché portugais. En revanche, les marchés français, allemand et espagnol ont enregistré une baisse de la production d’énergie éolienne. Le marché allemand a connu la plus forte baisse (42 %), maintenant la tendance à la baisse pour la quatrième semaine consécutive. Le marché espagnol a connu une baisse de 9,8 %, tandis que le marché français a enregistré une baisse de 4,9 %, une tendance qu’il maintient pour la deuxième semaine consécutive.
Dans la semaine du 5 août, selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production d’énergie éolienne diminuera en France, en Italie et dans la péninsule ibérique, mais augmentera en Allemagne.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.
Demande d’électricité
Au cours de la semaine du 29 juillet, la demande d’électricité a connu des variations contrastées par rapport à la semaine précédente sur les principaux marchés européens de l’électricité. La demande a augmenté en Allemagne, en France, en Espagne et en Belgique. L’Espagne, où la demande a augmenté pour la septième semaine consécutive, a enregistré la plus forte hausse (2,6 %), tandis que le marché allemand a connu la plus faible augmentation (0,2 %). Les marchés belge et français ont connu des hausses respectives de 2,3% et 1,5%. En revanche, les marchés portugais, britannique, italien et néerlandais ont connu une baisse de la demande. Le marché italien a connu la plus forte baisse (1,6 %), tandis que le marché néerlandais a enregistré la plus faible baisse (0,8 %). Le marché portugais a baissé de 1,5 %, suivi par le marché britannique avec 1,1 %. Les marchés britannique et néerlandais ont maintenu leurs baisses pour la troisième et la quatrième semaine consécutive, respectivement.
Au cours de la première semaine d’août, les températures moyennes ont augmenté sur la plupart des marchés analysés par rapport à la quatrième semaine de juillet, à l’exception du Portugal qui a enregistré une baisse de 0,2%. Les marchés de la France et de la Grande-Bretagne ont enregistré les plus fortes hausses, respectivement de 2,3 °C et 2,1 °C. En Belgique, les températures moyennes ont augmenté de 1,8 °C. Sur les marchés espagnol, italien, allemand et néerlandais, les augmentations ont varié de 0,6 °C en Italie à 1,3 °C aux Pays-Bas.
Pour la semaine du 5 août, les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting anticipent une augmentation de la demande d’électricité sur les marchés belge et néerlandais par rapport à la semaine précédente. En revanche, la demande devrait diminuer sur les autres principaux marchés européens.
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 semaine du 29 juillet, les prix sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont été plus élevés que la semaine précédente.
Le marché MIBEL en Espagne et au Portugal a enregistré la plus forte augmentation de prix en pourcentage, soit 13 %. Sur ce marché, entre le lundi 29 juillet et le jeudi 1er août, ainsi que le lundi 5 août, le prix moyen journalier de 100 €/MWh était proche ou supérieur à 100 €/MWh, ce qui ne s’était produit que trois jours en janvier et le 18 juillet en 2024. Le prix journalier de 109,82 €/MWh le 5 août était le deuxième plus élevé de 2024 jusqu’à présent, après 113,83 €/MWh le 9 janvier. Sur les autres principaux marchés européens de l’électricité où les prix ont augmenté, les hausses allaient de 3,3 % sur le marché britannique N2EX à 6,8 % sur le marché français EPEX SPOT. Le seul marché analysé par Alea Energy Forecasting où les prix ont été inférieurs à ceux de la semaine du 22 juillet est le marché nordique Nord Pool qui, avec une baisse de 3,2 %, a enregistré le prix hebdomadaire le plus bas de 24,11 €/MWh.
Le marché IPEX en Italie a enregistré le prix moyen hebdomadaire le plus élevé, soit 120,13 €/MWh. Sur ce marché, au cours de la première semaine d’août, les deux prix journaliers les plus élevés de cette année 2024 ont été atteints le lundi 29 juillet, à 125,89 €/MWh, et le dimanche 4 août, à 124,99 €/MWh. Sur les autres principaux marchés européens de l’électricité, les prix hebdomadaires ont varié de 53,42 €/MWh sur le marché français à 95,44 €/MWh sur le marché portugais.
Bien que la tendance générale de la semaine ait été à la hausse, la plupart des marchés ont enregistré des heures de prix négatifs les 29 et 30 juillet, et ceux de Belgique, d’Allemagne et des Pays-Bas également le dimanche 4 août. Le prix le plus bas de la semaine, -3,45 €/MWh, a été enregistré par le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas le 29 juillet entre 11h00 et 12h00. Aucun prix négatif n’a été enregistré sur les marchés italien, britannique et ibérique au cours de la première semaine d’août.
La cause principale de l’augmentation des prix au cours de la semaine du 29 juillet est la hausse des prix du gaz et du CO2. En outre, la hausse quasi généralisée des températures a fait augmenter la demande sur certains marchés, ce qui a été aggravé par la baisse de la production éolienne en Allemagne, en France et en Espagne et de la production solaire dans la péninsule ibérique.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la semaine du 5 août, les prix hebdomadaires seront inférieurs à ceux de la première semaine d’août sur la plupart des marchés. Cette baisse sera soutenue par une demande plus faible sur la plupart des marchés, une augmentation de la production éolienne en Allemagne et une augmentation de la production solaire en Allemagne et 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 semaine qui s’est achevée le 29 juillet, les prix à terme du pétrole brut Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont baissé par rapport à la semaine précédente. Presque tous les jours de la semaine, les prix de clôture du baril étaient inférieurs à 80 dollars, ce qui n’avait pas été le cas depuis le 7 juin. En milieu de semaine, le 31 juillet, le prix de clôture le plus élevé de la semaine a été atteint, à savoir 80,72 dollars le baril. Par la suite, les prix ont baissé pour atteindre le prix de clôture hebdomadaire le plus bas de 76,81 $/b le vendredi 2 août. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est inférieur de 5,3 % à celui du vendredi précédent et constitue le prix de clôture le plus bas depuis le 10 janvier de cette année.
Au cours des premiers jours de la première semaine d’août, les prix du pétrole Brent ont poursuivi la tendance à la baisse qui avait marqué la fin de la semaine précédente. Cependant, les prix ont rebondi le mercredi 31 juillet alors que les tensions au Moyen-Orient se sont intensifiées à la suite de l’assassinat en Iran du chef du Hamas, Ismail Haniyeh. En outre, l’American Petroleum Institute (API) a fait état d’une baisse inattendue des stocks de pétrole brut aux États-Unis. À la fin de la semaine, cependant, les prix ont chuté en raison des craintes d’une récession aux États-Unis après l’annonce d’une hausse de 4,3 % du taux de chômage en juillet. En outre, le déclin de l’activité manufacturière en Chine a entraîné une baisse de la demande de pétrole brut.
Dans le cas des contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE Front-Month, la première semaine d’août a été marquée par une augmentation significative des prix. Le prix de clôture hebdomadaire moyen était supérieur de 10 % à celui de la semaine précédente. Le prix de clôture hebdomadaire le plus bas, 34,29 €/MWh, a été atteint le lundi 29 juillet. Par la suite, les prix ont continué à augmenter jusqu’à atteindre un prix de clôture de 36,97 €/MWh le jeudi 1er août. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit du prix de clôture le plus élevé depuis le 8 décembre 2023. Bien que le vendredi 2 août, le prix de clôture ait chuté à 36,65 €/MWh, il était encore 11 % plus élevé que le vendredi de la semaine précédente.
Les tensions accrues au Moyen-Orient à la suite des événements récents ont fait craindre une escalade possible du conflit. Cette instabilité a suscité des inquiétudes quant à l’approvisionnement en gaz, notamment en ce qui concerne le flux de gaz israélien vers l’Égypte et l’impact possible sur le transit du gaz naturel liquéfié par le détroit d’Ormuz et le canal de Suez, qui sont tous deux essentiels pour l’approvisionnement mondial en gaz naturel liquéfié. En outre, les températures élevées en Europe ont entraîné une augmentation de la demande de gaz pour la réfrigération.
Les prix des contrats à terme sur les quotas d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2024 ont également augmenté, dans le sillage des prix du gaz. Le prix de clôture hebdomadaire moyen était supérieur de 4,4 % à celui de la semaine précédant le 22 juillet. Le lundi 29 juillet, le prix de clôture de 68,68 €/t était supérieur de 1,2 % à celui de la dernière séance de la semaine précédente. Les jours suivants, les prix ont continué à augmenter jusqu’au jeudi 1er août, où le prix de clôture s’élevait à 71,18 €/tonne. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus élevé depuis le 7 juin. Le vendredi 2 août, le prix de clôture est tombé à 70,58 €/t. Malgré cette baisse, cette valeur était encore supérieure de 4,0 % à celle du vendredi de la semaine précédente.
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
AleaSoft Energy Forecasting dispose de six divisions pour soutenir le développement des énergies renouvelables, dont AleaStorage. Cette division est spécialisée dans le calcul des revenus, l’optimisation et la gestion du stockage pour les systèmes de stockage d’énergie, tels que les batteries, et les systèmes hybrides de technologies renouvelables, telles que l’énergie éolienne ou solaire, avec des systèmes de stockage d’énergie. Les rapports d’AleaStorage sont basés sur des simulations de prix horaires et des algorithmes d’optimisation qui prennent en compte les caractéristiques techniques du système et les opportunités de vente d’énergie sur les marchés.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.