AleaSoft Energy Forecasting, 2 août 2024. En juillet, les prix sur les marchés de l’électricité espagnol, portugais, français et italien ont augmenté par rapport à juin, sous l’effet de températures plus élevées qui ont stimulé la demande d’électricité. La baisse de la production d’énergie éolienne sur la plupart des marchés a également contribué à cette tendance. Sur les marchés situés plus au nord du continent, la hausse des températures et de la demande a été moins prononcée. Sur ces marchés, les prix ont baissé, parallèlement à la baisse des prix du gaz et du CO2. La production mensuelle d’énergie photovoltaïque a atteint un niveau record en Allemagne, en Espagne, en Italie, en France et au Portugal.
Production solaire photovoltaïque et thermoélectrique et production d’énergie éolienne
En juillet 2024, tous les principaux marchés européens de l’électricité ont enregistré une augmentation de plus de 10 % de la production solaire par rapport au même mois de l’année précédente. Le marché portugais est en tête de liste avec une croissance de 48 %. Sur les autres marchés analysés, la production d’énergie solaire a augmenté de 13 % en France à 24 % en Allemagne.
Par rapport à juin 2024, la production solaire de juillet a également augmenté sur tous les principaux marchés européens de l’électricité. Une fois de plus, c’est le marché portugais qui arrive en tête avec une augmentation de 28 %. Dans ce cas, c’est le marché allemand qui a enregistré la plus faible augmentation d’un mois sur l’autre, soit 1,7 %.
En juillet 2024, les cinq marchés analysés ont battu des records historiques de production solaire photovoltaïque mensuelle. Le marché allemand est arrivé en tête avec une production de 9462 GWh, suivi par le marché espagnol avec 5740 GWh. Les marchés italien et français ont produit respectivement 3632 GWh et 3064 GWh. Le marché portugais ferme la marche avec une production de 642 GWh.
Ces records de production reflètent l’augmentation d’année en année de la capacité photovoltaïque installée. Selon les données de Red Eléctrica, entre juillet 2023 et juillet 2024, l’Espagne a ajouté 3990 MW au système péninsulaire. Au cours de la même période, le marché portugais a gagné 918 MW de nouvelle capacité photovoltaïque.
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 TERNAEn juillet 2024, la production d’énergie éolienne a diminué sur tous les principaux marchés européens de l’électricité par rapport à juillet 2023. Les baisses allaient de 12 % sur le marché italien à 30 % sur le marché français.
Par rapport au mois précédent, la production éolienne a augmenté de 1,4 % sur le marché portugais. Sur les autres marchés analysés, les baisses enregistrées vont de 3,5 % en France à 14 % en Italie.
Ces diminutions se sont produites malgré le fait que la capacité éolienne installée a continué à augmenter. Selon les données de Red Eléctrica, entre juillet 2023 et juillet 2024, l’Espagne a ajouté 874 MW de capacité éolienne au système péninsulaire. Au cours de la même période, le marché portugais a ajouté 6 MW de nouvelle capacité éolienne.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Demande d’électricité
En juillet 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 belge a enregistré la plus forte augmentation (7,5 %), tandis que le marché espagnol a connu la plus faible augmentation (0,4 %). L’exception à la tendance à la hausse sur la plupart des marchés est le marché néerlandais, où la demande a chuté de 4,8 %.
Si l’on compare la demande d’électricité en juillet à celle de juin 2024, la plupart des marchés ont à nouveau enregistré des augmentations. Le marché belge est le seul où la demande a diminué par rapport au mois précédent, de 3,2 %. Le marché italien a enregistré la plus forte augmentation, soit 18 %. Sur les autres marchés analysés, les augmentations vont de 0,1 % en Allemagne à 13 % en Espagne.
Sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, le mois de juillet 2024 a été moins chaud que le même mois en 2023. La baisse des températures moyennes a été comprise entre 0,1°C aux Pays-Bas et 0,6°C en Espagne. En Italie et en Allemagne, les températures moyennes ont augmenté de 0,2°C et 0,4°C, respectivement. En Grande-Bretagne et en Belgique, elles étaient similaires à celles de juillet 2023.
En revanche, les températures moyennes en juillet ont été plus élevées que le mois précédent sur tous les marchés analysés, conformément à l’avancée de l’été. Les variations d’un mois sur l’autre allaient de 1,9°C en Grande-Bretagne à 3,8°C en Espagne et en Italie.
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 mois de juillet 2024, le prix moyen mensuel était inférieur à 75 €/MWh sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. Les exceptions étaient le marché britannique N2EX et le marché italien IPEX, avec des moyennes de 82,46 €/MWh et 112,32 €/MWh, respectivement. Le marché nordique Nord Pool a enregistré le prix mensuel le plus bas, soit 24,47 €/MWh. Sur les autres marchés européens de l’électricité analysés dans AleaSoft Energy Forecasting, les moyennes s’échelonnent de 47,03 €/MWh sur le marché français EPEX SPOT à 74,12 €/MWh sur le marché portugais MIBEL.
Compared to June, average prices fell in the electricity markets further north in Europe. In contrast, the Italian, Portuguese, Spanish and French markets registered increases of 8.9%, 28%, 29% and 38%, respectively. In the other markets, prices fell between 2.0% in the British and Dutch markets and 21% in the German market.
Par rapport au mois de juin, les prix moyens ont baissé sur les marchés de l’électricité situés plus au nord de l’Europe. En revanche, les marchés italien, portugais, espagnol et français ont enregistré des augmentations de 8,9 %, 28 %, 29 % et 38 %, respectivement. Sur les autres marchés, les prix ont baissé de 2 % sur les marchés britannique et néerlandais et de 21 % sur le marché allemand.
Si l’on compare les prix moyens de juillet à ceux enregistrés au cours du même mois de 2023, on constate que les prix ont baissé sur la plupart des marchés analysés. Les exceptions sont les marchés italien et britannique, avec de légères augmentations de 0,2 % et 0,5 %, respectivement. En revanche, le marché français a enregistré la plus forte baisse en pourcentage (39 %). Sur les autres marchés, les baisses de prix allaient de 9,4 % sur le marché néerlandais à 30 % sur le marché nordique.
En conséquence des baisses de prix enregistrées, le marché nordique a enregistré en juillet 2024 la moyenne la plus basse depuis octobre 2023. Cependant, le marché portugais a enregistré la moyenne mensuelle la plus élevée depuis novembre 2023, tandis que les marchés italien et espagnol ont enregistré les moyennes mensuelles les plus élevées depuis janvier et février 2024, respectivement.
En juillet 2024, la baisse des prix du gaz et des quotas d’émission de CO2 par rapport au mois précédent, ainsi qu’une augmentation générale de la production solaire par rapport à juin, ont contribué à faire baisser les prix sur la plupart des marchés européens de l’électricité. Toutefois, la hausse de la demande a contribué à l’augmentation des prix sur certains marchés. En outre, la production d’énergie éolienne a chuté sur les marchés espagnol, français et italien, ce qui a également contribué à la hausse des prix sur ces marchés.
En revanche, en juillet 2024, la baisse du prix moyen des droits d’émission de CO2 et l’augmentation générale de la production solaire par rapport à juillet 2023 ont entraîné une baisse des prix en glissement annuel sur la plupart des marchés européens de l’électricité.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec 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 83,88 dollars le baril au mois de juillet. Ce prix était supérieur de 1,1 % à celui du mois de juin (83,00 $/b). Il était également supérieur de 4,6 % au prix du contrat à terme du mois de juillet 2023 (80,16 $/b).
En juillet, les réductions de la production de l’OPEP+ et les craintes concernant les effets des incendies de forêt sur la production canadienne ont fait grimper les prix à terme du pétrole Brent. Les attentes d’une augmentation de la demande due aux voyages d’été et la possibilité d’une baisse des taux d’intérêt américains à partir de septembre ont également exercé une influence à la hausse sur les prix. Toutefois, les inquiétudes concernant la demande en Chine et la force du dollar ont limité les augmentations de prix, qui ont été inférieures à 5,0 % tant pour juin 2024 que pour juillet 2023.
En ce qui concerne les contrats à terme de gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, la valeur moyenne enregistrée au cours du mois de juillet a été de 32,68 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, par rapport à la moyenne des contrats à terme Front-Month négociés en juin de 34,47 €/MWh, la moyenne de juillet a diminué de 5,2 %. En revanche, par rapport aux futures Front-Month négociés en juillet 2023, dont le prix moyen était de 29,48 €/MWh, on observe une augmentation de 11 %.
En juillet, les problèmes rencontrés par l’usine d’exportation de gaz naturel liquéfié de Freeport ont exercé une influence à la hausse sur les prix à terme du gaz TTF. La forte demande asiatique a également affecté l’offre de GNL, contribuant à la hausse des prix par rapport à juillet 2023. Toutefois, les niveaux de demande en Europe et les stocks élevés ont fait baisser les prix à terme par rapport au mois précédent.
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 68,17 €/t en juillet. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, cela représente une baisse de 2,2 % par rapport à la moyenne du mois précédent, qui était de 69,69 €/t. Par rapport à la moyenne de juillet 2023 de 92,51 €/t, la moyenne de juillet 2024 est inférieure de 26 %.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ICE et EEX.Les analyses d’AleaSoft Energy Forecasting sont nécessaires au financement et à l’évaluation des projets d’énergie renouvelable
AleaSoft Energy Forecasting et AleaGreen fournissent des rapports de prévision de la courbe des prix à long terme pour les marchés de l’électricité dans le monde entier. Ces prévisions sont nécessaires pour le financement de projets d’énergie renouvelable, la gestion des risques et la couverture, la négociation de PPA, les transactions M&A, l’évaluation et l’audit de portefeuilles, le commerce d’énergie à long terme et d’autres utilisations liées au développement de l’énergie renouvelable.
Les prévisions de prix à long terme d’AleaSoft Energy Forecasting et d’AleaGreen ont une granularité horaire, des horizons de 30 ans et des bandes de confiance. En outre, elles incluent des prévisions de prix pour le photovoltaïque et l’éolien avec une granularité annuelle.
AleaSoft Energy Forecasting et AleaGreen proposent également des prévisions à long terme des courbes de prix de vente de l’énergie pour les réseaux électriques et les territoires non continentaux.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
