AleaSoft Energy Forecasting, 4 septembre 2024. En août, les prix sur la plupart des marchés de l’électricité ont augmenté par rapport à juillet, principalement en raison de la hausse des prix du gaz et du CO2. La baisse de la production éolienne et solaire sur la plupart des marchés a également favorisé cette tendance, malgré une demande plus faible sur la plupart des marchés. La production photovoltaïque mensuelle a atteint des niveaux record en France et au Portugal, tandis que l’Allemagne, l’Espagne et l’Italie ont enregistré les deuxièmes plus hauts niveaux de production photovoltaïque. Sur le marché espagnol, le déploiement de l’énergie solaire photovoltaïque a atteint 72 % en août.
Production solaire photovoltaïque et solaire thermique et production d’énergie éolienne
En août 2024, tous les principaux marchés européens de l’électricité ont enregistré une augmentation de la production solaire par rapport au même mois de l’année précédente. Le marché portugais a enregistré la plus forte augmentation (53 %), tandis que le marché italien a enregistré la plus faible augmentation (13 %). Sur les autres marchés analysés, la production d’énergie solaire a augmenté de 18 % en Espagne à 39 % en Allemagne.
Par rapport à juillet 2024, la production solaire a légèrement augmenté en août sur les marchés de l’électricité portugais et français, avec une croissance de 0,2 % et 1,2 %, respectivement. Sur les autres marchés analysés, la production de cette technologie a été inférieure à celle du mois précédent. Le marché espagnol a enregistré la plus forte baisse d’un mois sur l’autre (5,6 %), suivi par l’Italie (5,4 %) et l’Allemagne (4,4 %).
En août 2024, les marchés français et portugais ont battu des records historiques de production solaire photovoltaïque mensuelle, avec respectivement 3100 GWh et 643 GWh. D’autre part, les marchés allemand, espagnol et italien ont enregistré les deuxièmes valeurs de production les plus élevées avec cette technologie, après les records atteints le mois précédent. À cette occasion, la production a été de 9047 GWh en Allemagne, 6012 GWh en Espagne et 3434 GWh en Italie.
Selon les données de Red Eléctrica, entre août 2023 et août 2024, 4074 MW de nouvelle capacité ont été installés en Espagne continentale. Au cours de la même période, le marché portugais a augmenté sa capacité photovoltaïque de 1126 MW.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.En août 2024, le prix capté par le solaire photovoltaïque sur le marché journalier de l’électricité en Espagne a augmenté pour atteindre 65,67 €/MWh, après avoir atteint son niveau le plus bas en avril de cette année, avec un prix capté historiquement bas de seulement 5,50 €/MWh. L’énergie solaire photovoltaïque est également remontée à 72 % en août, alors qu’elle n’était que de 40 % en avril.
Le prix capté par cette technologie a commencé l’année à des niveaux élevés, s’élevant à 64,49 €/MWh en janvier, mais comme la demande a diminué et que les énergies renouvelables sont restées robustes au printemps, les prix ont chuté et, dès le mois de mars, le prix capté est passé sous la barre des 10 €/MWh. La situation de prix très bas, nuls et même négatifs en mars, avril et mai, et la plupart de ces prix pendant les heures de pointe de la production solaire, ont conduit à des niveaux historiquement bas pour les prix du marché et les prix captés par l’énergie solaire. À partir de juin, la situation s’est améliorée et, bien que les prix aient continué à être plus bas pendant les heures d’ensoleillement, les prix captés et les tarifs de rachat ont commencé à augmenter, le mois d’août enregistrant le prix capté le plus élevé depuis le début de l’année.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de OMIE.En août 2024, la production d’énergie éolienne a diminué sur tous les principaux marchés européens de l’électricité par rapport au même mois en 2023. Les baisses allaient de 4,9 % sur le marché allemand à 48 % sur le marché italien.
Par rapport au mois précédent, la production d’énergie éolienne a augmenté de 2,3% sur le marché français et de 12% sur le marché portugais. Sur les autres marchés analysés, des baisses ont été enregistrées, allant de 7,5 % en Allemagne à 23 % en Italie.
Selon les données de Red Eléctrica, entre août 2023 et août 2024, l’Espagne a ajouté 930 MW de capacité éolienne au système péninsulaire. Au cours de la même période, le marché portugais a ajouté 31 MW de nouvelles capacités de cette technologie.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Demande d’électricité
En août 2024, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité par rapport à la même période en 2023. Le marché italien a enregistré la plus forte augmentation (6,6 %), tandis que le marché français a enregistré la plus faible augmentation (2,2 %). En revanche, les marchés néerlandais, britannique et portugais ont connu une baisse de la demande d’une année sur l’autre. La baisse la plus importante a été enregistrée sur le marché néerlandais (6,9 %). Sur les marchés portugais et britannique, la demande a baissé respectivement de 0,6 % et de 2,6 %.
Si l’on compare la demande d’électricité en août à celle de juillet 2024, la plupart des marchés ont enregistré des baisses. Les marchés belge et néerlandais sont les seuls où la demande a augmenté par rapport au mois précédent, de 1,7 % et 3,0 %, respectivement. En termes de baisse, le marché italien a enregistré la plus forte chute (12 %), tandis que le marché allemand a enregistré la plus faible baisse (0,1 %). Sur les autres marchés analysés, les baisses ont varié de 4,9% en Grande-Bretagne à 1,4% en Espagne.
Sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité, le mois d’août 2024 a été plus chaud que le même mois en 2023. L’augmentation des températures moyennes a été comprise entre 0,4°C en France et 2,0°C en Italie. Au Portugal et en Espagne, les températures moyennes ont diminué de 0,5°C et 0,1°C, respectivement.
En revanche, les températures moyennes du mois d’août ont été supérieures à celles du mois précédent sur tous les marchés analysés. Les augmentations par rapport au mois précédent allaient de 0,6°C en Italie et en Grande-Bretagne à 1,3°C aux Pays-Bas.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au mois d’août 2024, le prix moyen mensuel était supérieur à 65 €/MWh sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. Les exceptions étaient les moyennes des marchés nordiques Nord Pool et français EPEX SPOT, respectivement de 15,35 €/MWh et 54,56 €/MWh. En revanche, le marché IPEX en Italie a enregistré le prix mensuel le plus élevé, soit 128,44 €/MWh. Sur les autres marchés européens de l’électricité analysés dans AleaSoft Energy Forecasting, les moyennes varient de 65,53 €/MWh sur le marché belge EPEX SPOT à 91,11 €/MWh sur le marché portugais MIBEL.
Par rapport au mois de juillet, les prix moyens ont augmenté sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés par AleaSoft Energy Forecasting. Les exceptions sont le marché britannique N2EX et le marché nordique, avec des baisses respectives de 14 % et 37 %. Sur les autres marchés, les prix ont augmenté de 14 % sur le marché italien et de 26 % sur le marché espagnol.
En revanche, si l’on compare les prix moyens du mois d’août à ceux enregistrés au cours du même mois de 2023, on constate que les prix ont baissé sur la plupart des marchés analysés. L’exception est le marché italien, avec une augmentation des prix de 15 %. Par ailleurs, le marché nordique a enregistré la plus forte baisse de prix en pourcentage (55 %). Sur les autres marchés, les baisses de prix vont de 5,2 % sur le marché espagnol à 40 % sur le marché français.
En raison de la chute des prix en août 2024, le marché britannique a atteint la moyenne la plus basse depuis mai 2024, tandis que le marché nordique a enregistré la moyenne la plus basse depuis octobre 2023. En revanche, les marchés portugais et espagnol ont atteint les moyennes les plus élevées depuis octobre 2023 et le marché italien a enregistré la moyenne mensuelle la plus élevée depuis novembre 2023. Quant aux moyennes des marchés belge et néerlandais, elles ont été les plus élevées depuis février 2024, tandis que le marché français a enregistré le prix moyen le plus élevé depuis mars 2024.
En août 2024, l’augmentation des prix du gaz et des quotas d’émission de CO2 par rapport au mois précédent, ainsi que la baisse de la production éolienne et solaire par rapport à juillet sur la plupart des marchés analysés, ont favorisé l’augmentation des prix sur les marchés européens de l’électricité.
En revanche, au mois d’août 2024, la baisse du prix moyen des quotas d’émission de CO2 et l’augmentation générale de la production solaire par rapport au mois d’août 2023 ont entraîné une baisse des prix en glissement annuel sur les marchés européens de l’électricité. Cependant, l’augmentation de la demande d’électricité et la baisse significative de la production d’énergie éolienne en Italie, ainsi que l’augmentation du prix moyen du gaz, ont contribué à l’augmentation des prix en glissement annuel sur le marché italien.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir 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 premier mois sur le marché ICE ont enregistré un prix moyen mensuel de 78,88 $/b au mois d’août. Ce prix était inférieur de 6,0 % à celui du mois de juillet (83,88 $/b). Il était également inférieur de 7,3 % au prix du contrat à terme du mois d’août 2023 de 85,10 $/b.
Au cours du mois d’août, l’évolution du conflit au Moyen-Orient a exercé une influence sur les prix à terme du pétrole brut Brent. Cette influence s’est exercée à la fois à la baisse pendant les pourparlers sur le cessez-le-feu à Gaza et à la hausse lors des périodes de tensions accrues. Les baisses de production en Libye ont également exercé une influence à la hausse. Toutefois, les préoccupations relatives à l’économie et à la demande, ainsi que les plans de l’OPEP+ visant à augmenter la production au cours du dernier trimestre de 2024, ont contribué à la baisse moyenne des prix en août.
Quant aux contrats à terme de gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, la valeur moyenne enregistrée au cours du mois d’août pour ces contrats à terme a été de 38,35 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, par rapport à la moyenne des contrats à terme Front-Month négociés en juillet de 32,68 €/MWh, la moyenne du mois d’août a augmenté de 17%. Par rapport aux futures Front-Month négociés au mois d’août 2023, dont le prix moyen était de 35,00 €/MWh, l’augmentation est de 9,6 %.
Au cours du mois d’août, les préoccupations en matière d’approvisionnement liées à l’instabilité au Moyen-Orient et au conflit entre la Russie et l’Ukraine ont exercé une influence à la hausse sur les prix à terme du gaz TTF. Les travaux de maintenance prévus en Norvège ont également contribué à l’augmentation des prix. Toutefois, les niveaux élevés des réserves européennes ont empêché le prix moyen de dépasser 40 €/MWh en août 2024.
Quant aux contrats à terme sur le CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2024, ils ont atteint un prix moyen de 71,26 €/t en août. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, cela représente une augmentation de 4,5 % par rapport à la moyenne du mois précédent, qui était de 68,17 €/t. Par rapport à la moyenne d’août 2023 de 90,33 €/t, la moyenne d’août 2024 est inférieure de 21 %.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ICE et EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés européens de l’énergie
Les prévisions de prix à long terme sont nécessaires pour le financement de projets d’énergie renouvelable, la gestion des risques et la couverture, le commerce des PPA, l’évaluation et l’audit des portefeuilles, le commerce de l’énergie à long terme et d’autres utilisations liées au développement de l’énergie renouvelable. AleaSoft Energy Forecasting et AleaGreen fournissent des rapports de prévision des courbes de prix à long terme pour les marchés de l’électricité. Ces prévisions de prix sont basées sur une méthodologie scientifique unique qui combine l’intelligence artificielle, les séries chronologiques et les modèles statistiques. En outre, les prévisions d’AleaSoft Energy Forecasting et d’AleaGreen ont une granularité horaire, des horizons de 30 ans et des bandes de confiance.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
