AleaSoft Energy Forecasting, 17 juin 2024. Au cours de la deuxième semaine de juin, les prix sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont baissé par rapport à la semaine précédente. Au cours du week-end, presque tous les marchés ont atteint des prix horaires négatifs. Le marché ibérique a enregistré des prix de – 2,00 €/MWh, soit la valeur la plus basse dans l’histoire de ce marché. La France a atteint samedi le prix le plus bas depuis la fin du mois de mai 2020. L’augmentation de la production d’énergie éolienne dans presque tous les marchés et de la production d’énergie solaire dans la péninsule ibérique a favorisé ces baisses. Le Portugal a atteint le record historique de production d’énergie photovoltaïque et en France, l’énergie éolienne et l’énergie solaire ont enregistré la production la plus élevée pour un mois de juin.
Production d’énergie solaire photovoltaïque, thermoélectrique et éolienne
Au cours de la semaine du 10 juin, la production solaire a augmenté par rapport à la semaine précédente dans la péninsule ibérique. Au Portugal, l’augmentation a été de 22 % et en Espagne, qui comprend le solaire photovoltaïque et le solaire thermique, elle a été de 3,0 %. En revanche, l’Allemagne, la France et l’Italie ont enregistré des baisses respectives de 7,4 %, 3,8 % et 2,5 %.
Au Portugal, un record historique de production journalière a été atteint le jeudi 13 juin, avec 22 GWh produits avec cette technologie. Le même jour, en France, malgré la baisse de la production hebdomadaire, la production la plus élevée de l’histoire avec cette technologie pour un mois de juin a été enregistrée, avec 119 GWh.
Selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, en Allemagne et en Espagne, la production solaire de la troisième semaine de juin devrait être supérieure à celle de la semaine précédente. En revanche, l’Italie devrait poursuivre la tendance à la baisse de la semaine précédente.
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 juin, la production d’énergie éolienne a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Les augmentations les plus importantes ont été enregistrées en France et en Italie, avec des hausses de 131 % et 108 % dans chaque cas. Le Portugal et l’Allemagne ont enregistré des augmentations de 60 % et 49 %, respectivement. L’Espagne a été l’exception, avec une diminution de la production avec cette technologie pour la deuxième semaine consécutive, cette fois de 5,8 %.
Le samedi 15 juin, la France a enregistré sa plus forte production d’énergie éolienne pour un mois de juin, soit 223 GWh.
Pour la semaine du 17 juin, selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production d’énergie éolienne devrait diminuer sur tous les marchés analysés.
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 10 juin, la demande d’électricité s’est comportée de manière hétérogène sur les principaux marchés européens de l’électricité. D’une part, la demande sur les marchés de Grande-Bretagne, d’Italie, des Pays-Bas et d’Allemagne a augmenté par rapport à la première semaine de juin. L’augmentation la plus importante a été enregistrée sur le marché britannique (7,9 %). Sur les marchés italien et néerlandais, les augmentations ont été respectivement de 3,8 % et 3,7 %. Le marché allemand a augmenté pour la troisième semaine consécutive, cette fois de 0,4%. En revanche, les marchés portugais, espagnol, belge et français ont enregistré des baisses de la demande. Le marché portugais a connu la plus forte baisse, de 7,7 %. Dans ce cas, la baisse de la demande est due aux jours fériés du 10 juin, le jour du Portugal, et au jour férié du 13 juin, le jour de la Saint-Antoine, qui est célébré dans certaines régions du pays. Sur le marché espagnol, la baisse a été de 3,8% et sur le marché belge de 1,9%, tandis que le marché français a connu la plus faible baisse, de 0,7%.
Au cours de la semaine, les températures moyennes ont diminué par rapport à la semaine précédente sur tous les marchés analysés. Sur les marchés de l’Allemagne, de la France, du Portugal et de l’Espagne, les baisses ont été comprises entre 1,2 °C en Allemagne et 1,6 °C en Espagne. Sur les autres principaux marchés européens de l’électricité, les températures moyennes ont baissé de 0,1 °C en Italie à 0,7 °C en Belgique.
Selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, au cours de la deuxième semaine de juin, la demande d’électricité devrait augmenter par rapport à la semaine précédente en Italie, au Portugal, en Espagne et en France, et diminuer en Grande-Bretagne, en Allemagne, aux Pays-Bas et en Belgique.
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 juin, les prix sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont baissé par rapport à la semaine précédente. Les exceptions sont le marché britannique N2EX et le marché nordique Nord Pool, avec des augmentations respectives de 23 % et 26 %. En revanche, le marché français EPEX SPOT a enregistré la plus forte baisse de prix (43 %). Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé de 8,1 % sur le marché IPEX en Italie et de 35 % sur le marché MIBEL au Portugal.
Au cours de la deuxième semaine de juin, les moyennes hebdomadaires étaient inférieures à 100 €/MWh sur tous les marchés européens de l’électricité analysés. Le marché britannique et le marché italien ont atteint les moyennes les plus élevées, soit 87,14 €/MWh et 99,00 €/MWh, respectivement. En revanche, le marché français a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, à savoir 21,01 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié de 34,31 €/MWh sur le marché nordique à 63,96 €/MWh sur le marché allemand.
En ce qui concerne les prix horaires, la plupart des marchés européens analysés ont enregistré des prix négatifs les 15 et 16 juin. Les exceptions sont les marchés italien et britannique, qui n’ont pas enregistré de prix négatifs au cours de la deuxième semaine de juin. En plus du week-end, le marché français a enregistré un prix négatif le 10 juin, de 16h00 à 17h00. En revanche, les marchés belge et français ont enregistré le prix horaire le plus bas de la deuxième semaine de juin, -80,02 €/MWh, le samedi 15 juin, de 14h00 à 15h00. Quant aux marchés portugais et espagnol, ils ont enregistré le dimanche 16 juin un prix de -2,00 €/MWh pendant respectivement deux et six heures. Il s’agit du prix horaire le plus bas dans l’histoire de ces marchés.
En ce qui concerne les prix journaliers, le samedi 15 juin, le marché français a atteint un prix journalier de -5,76 €/MWh. Ce prix était le plus bas depuis la fin du mois de mai 2020 sur ce marché.
Au cours de la semaine du 10 juin, l’augmentation de la production d’énergie éolienne sur la plupart des marchés analysés a eu une influence à la baisse sur les prix du marché européen de l’électricité. En outre, la demande a diminué sur certains marchés tels que la Belgique, la France, l’Espagne et le Portugal. L’augmentation de la production solaire dans la péninsule ibérique a également contribué à la baisse des prix sur le marché MIBEL.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que les prix de la plupart des marchés européens de l’électricité analysés pourraient à nouveau augmenter au cours de la troisième semaine de juin, sous l’influence de la baisse de la production d’énergie éolienne. Cependant, les prix pourraient continuer à baisser sur le marché MIBEL, aidés par l’augmentation de la production 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 deuxième semaine de juin, les prix de clôture des contrats à terme du pétrole brut Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont été supérieurs à 80 $/bbl. Le lundi 10 juin, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 81,63 $/b, ce qui représentait déjà une hausse de 2,5 % par rapport à la dernière séance de la semaine précédente. Les prix ont continué à augmenter jusqu’au jeudi 13 juin. Ce jour-là, les contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire de 82,75 $/b. Après une légère baisse de 0,2 %, le vendredi 14 juin, le prix de clôture était de 82,62 $/b. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était encore supérieur de 3,8 % à celui du vendredi précédent.
Au cours de la deuxième semaine de juin, les attentes d’une demande accrue avec le début des vacances d’été dans l’hémisphère nord ont poussé les prix à la hausse. Toutefois, la possibilité que les taux d’intérêt américains restent élevés jusqu’à la fin de l’année a freiné la tendance à la hausse à la fin de la deuxième semaine de juin.
Quant aux contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le premier mois, ils ont enregistré le lundi 10 juin le prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 34,26 €/MWh. Ce prix était déjà supérieur de 3,5 % à celui de la dernière séance de la semaine précédente. Les prix ont continué à augmenter jusqu’au jeudi 13 juin. Ce jour-là, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 35,72 €/MWh. Le vendredi 14 juin, les prix ont baissé de 1,0 % par rapport à la veille et le prix de clôture était de 35,36 €/MWh. Cependant, selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était encore supérieur de 6,8 % à celui du vendredi précédent.
Au cours de la deuxième semaine de juin, des baisses imprévues des approvisionnements en gaz en provenance de Norvège ont contribué à l’augmentation des prix à terme du TTF. En outre, les vagues de chaleur en Asie ont entraîné une augmentation de la demande de gaz naturel liquéfié dans la région, ce qui a également contribué à la hausse des prix. En outre, une interruption imprévue de l’approvisionnement en provenance d’une importante usine d’exportation australienne pourrait durer des semaines.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2024, le lundi 10 juin, ils ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé de 70,80 €/t. Au cours de la deuxième semaine de juin, les prix de ces contrats à terme ont poursuivi la tendance à la baisse de la semaine précédente. Par conséquent, le vendredi 14 juin, ils ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, soit 68,28 €/t. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 4,4 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis la fin du mois d’avril.
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, le financement de projets renouvelables et les PPAs
Le jeudi 13 juin a eu lieu le 45e webinaire d’AleaSoft Energy Forecasting et de la série de webinaires mensuels d’AleaGreen. Ce webinaire a analysé l’évolution des marchés européens de l’énergie et les perspectives pour le second semestre 2024, les opportunités de croissance dans le secteur des énergies renouvelables, les défis réglementaires et de conception du marché de gros et la situation actuelle du marché des PPA en Espagne. À cette occasion, des intervenants d’Engie Espagne ont participé, pour la sixième fois, à la série de webinaires mensuels.
AleaSoft Energy Forecasting et AleaGreen tiendront le 46e webinaire de leur série le jeudi 11 juillet. Outre l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie, le webinaire abordera la cannibalisation des prix, les prix bas, le ciblage des technologies renouvelables, les perspectives du photovoltaïque, des batteries et de l’hybridation, ainsi que les PPA du point de vue des grands consommateurs et des électro-intensives. Les nouvelles divisions d’AleaSoft pour stimuler les énergies renouvelables et la transition énergétique seront également expliquées. Des intervenants de l’AEGE, Banco Sabadell, Axpo Iberia et CESCE participeront à la table d’analyse du webinaire.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
