AleaSoft Energy Forecasting, 26 août 2024. Au cours de la quatrième semaine d’août, les prix ont baissé sur la plupart des marchés européens, aidés par une augmentation de la production d’énergie éolienne associée à une baisse de la demande et des températures moyennes. L’exception a été le marché ibérique, où les prix sont restés au-dessus de 90 €/MWh pendant une grande partie de la semaine, avec une production solaire plus faible en Espagne et au Portugal, et éolienne dans le cas du Portugal. Les prix à terme du gaz TTF sont restés stables, inférieurs à 40 €/MWh.
Production solaire photovoltaïque et thermoélectrique et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 19 août, la production solaire a diminué sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Les marchés portugais et espagnol ont enregistré les baisses les plus importantes, de 3,4 % et 3,3 % respectivement, poursuivant la tendance à la baisse pour la deuxième semaine consécutive. D’autre part, le marché allemand a enregistré des baisses pour la troisième semaine, cette fois avec la plus faible baisse de 1,9 %. En revanche, sur les marchés français et italien, la production solaire a augmenté de 14% et 3,3% respectivement.
Dans la semaine du 26 août, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production solaire augmentera en Allemagne. En revanche, les prévisions indiquent que la production solaire en Espagne et en Italie continuera à diminuer.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.Au cours de la semaine du 19 août, la production d’énergie éolienne a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché allemand a enregistré la plus forte augmentation (161 %), suivi par les marchés français et italien, avec des augmentations respectives de 76 % et 21 %. Le marché espagnol a enregistré la plus faible augmentation (2,3 %). Les marchés français et espagnol ont maintenu leur tendance à la hausse pour la deuxième semaine consécutive. La seule exception est le marché portugais, où la production d’énergie éolienne a diminué de 15 %.
En revanche, au cours du week-end, la production quotidienne d’énergie éolienne a atteint des valeurs qui n’avaient pas été enregistrées depuis longtemps. Le vendredi 23 août, le marché allemand a produit 622 GWh avec cette technologie, une valeur qui n’avait pas été atteinte depuis la mi-avril. Le samedi 24 août, le marché français a produit 181 GWh, soit la production journalière la plus élevée depuis le 15 juin. Le dimanche 25 août, le marché espagnol a enregistré 188 GWh, soit la production la plus élevée depuis le 15 juillet.
Au cours de la semaine du 26 août, selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production d’énergie éolienne diminuera en Allemagne, en France et dans la péninsule ibérique. L’exception sera le marché italien, où la production d’énergie éolienne continuera d’augmenter.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.Demande d’électricité
Au cours de la semaine du 19 août, la demande d’électricité sur les principaux marchés européens de l’électricité a été contrastée par rapport à la semaine précédente. Dans les pays où le 15 août était un jour férié, en raison de la célébration de l’Assomption de la Vierge Marie, la demande d’électricité a augmenté. Le marché espagnol a enregistré la plus forte hausse (6,0 %) et le marché italien une augmentation de 3,4 %. Dans le même temps, la demande sur les marchés belge et français a augmenté de 1,4 % et 1,3 % respectivement. Le marché portugais fait figure d’exception, puisque la demande a continué à baisser pour la quatrième semaine consécutive, cette fois de 0,9 %, malgré une reprise de la demande à la suite du jour férié du 15 août.
Ailleurs, la demande a diminué, inversant la tendance à la hausse de la semaine précédente. Le marché néerlandais a enregistré la plus forte baisse (8,6 %) et le marché britannique une baisse de 4,1 %. Le marché allemand a enregistré la plus faible baisse de la demande, cette fois de 0,1%.
Au cours de la quatrième semaine d’août, les températures moyennes ont diminué dans tous les pays analysés. Les baisses varient de 3,3°C en Allemagne à 0,4°C en Espagne.
Pour la semaine du 26 août, selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, l’évolution de la demande restera contrastée. La demande augmentera sur les marchés allemand, français, espagnol et italien, tandis qu’elle diminuera sur les marchés portugais, belge, néerlandais et britannique.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au cours de la quatrième semaine d’août, les prix sur les principaux marchés européens de l’électricité ont baissé par rapport à la semaine précédente. Le marché MIBEL en Espagne et au Portugal a fait exception, avec des augmentations de 0,7 % et 1,0 %, respectivement. En revanche, le marché italien IPEX a enregistré la plus faible baisse (5,3 %). En revanche, le marché Nord Pool dans les pays nordiques a enregistré la plus forte baisse de prix en pourcentage (65 %). Sur les autres marchés analysés dans AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé de 29 % sur le marché britannique N2EX et de 39 % sur le marché néerlandais EPEX SPOT.
Au cours de la quatrième semaine d’août, les moyennes hebdomadaires étaient inférieures à 65 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés. Les marchés espagnol, portugais et italien ont fait exception, avec des moyennes de 82,34 €/MWh, 82,60 €/MWh et 123,31 €/MWh, respectivement. Par ailleurs, le marché nordique a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, à savoir 7,42 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié de 43,45 €/MWh sur le marché français à 60,97 €/MWh sur le marché allemand.
En ce qui concerne les prix horaires, la plupart des marchés européens analysés ont enregistré des prix négatifs le dimanche 25 août. L’exception est le marché italien, qui n’a enregistré aucun prix négatif au cours de la quatrième semaine d’août. En revanche, le marché britannique a également enregistré des prix négatifs les 21, 22 et 23 août. Les marchés allemand, belge, français, néerlandais et nordique ont également enregistré des prix négatifs le 24 août. Par ailleurs, le marché néerlandais a enregistré le prix horaire le plus bas de la quatrième semaine d’août, soit -44,92 €/MWh, le samedi 24 août, de 14h00 à 15h00.
Au cours de la semaine du 19 août, la baisse du prix moyen hebdomadaire du gaz et l’augmentation de la production d’énergie éolienne sur la plupart des marchés analysés ont entraîné une baisse des prix sur les marchés européens de l’électricité. Sur les marchés français et italien, la production solaire a également augmenté, et sur les marchés allemand, britannique et néerlandais, la demande d’électricité a diminué. En revanche, la baisse de la production éolienne et solaire dans la péninsule ibérique a contribué à la hausse des prix sur le marché MIBEL. En outre, la demande a augmenté sur le marché espagnol.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la dernière semaine d’août, les prix pourraient augmenter sur les marchés européens analysés. La baisse de la production d’énergie éolienne et l’augmentation de la demande sur la plupart des marchés de l’électricité analysés contribueront à ce comportement.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, carburants et CO2
Les prix de clôture des contrats à terme sur le pétrole brut Brent pour le premier mois sur le marché ICE sont restés inférieurs à 78 $/b pendant la majeure partie de la quatrième semaine d’août. Le mercredi 21 août, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 76,05 $/b. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus bas depuis le 3 janvier. Par la suite, les prix ont augmenté. Le vendredi 23 août, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 79,02 dollars le baril. Mais ce prix était encore inférieur de 0,8 % à celui du vendredi précédent.
Au cours de la quatrième semaine d’août, les inquiétudes concernant l’évolution de l’économie mondiale ont exercé une influence à la baisse sur les prix à terme. En outre, les négociations de cessez-le-feu à Gaza ont atténué les craintes concernant l’impact du conflit sur l’offre. Toutefois, les attentes de réductions des taux d’intérêt aux États-Unis ont poussé les prix à la hausse à la fin de la semaine. Les tensions accrues au Moyen-Orient au cours du week-end pourraient également exercer une influence à la hausse sur les prix à terme du pétrole brut Brent au cours de la dernière semaine d’août.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le premier mois, au cours de la quatrième semaine d’août, les prix de clôture sont restés inférieurs à 40 €/MWh. Le lundi 19 août, ils ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 39,84 €/MWh. Au cours des séances suivantes, les prix ont baissé. Le jeudi 22 août, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 36,59 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus bas depuis le 6 août. En revanche, le vendredi 23 août, le prix de clôture a légèrement augmenté pour atteindre 36,86 €/MWh. Malgré cette hausse, ce prix était inférieur de 7,0 % à celui du vendredi précédent.
Les niveaux élevés des stocks européens ont exercé une influence à la baisse sur les prix à terme du gaz TTF au cours de la quatrième semaine d’août. En outre, les craintes concernant les effets sur l’offre de l’aggravation du conflit entre la Russie et l’Ukraine se sont atténuées, ce qui a contribué à la baisse des prix. Toutefois, les travaux de maintenance prévus en Norvège affecteront l’offre en provenance de ce pays, ce qui pourrait exercer une influence à la hausse sur les prix dans les semaines à venir.
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, ils sont restés supérieurs à 70 €/t au cours de la quatrième semaine d’août. Le lundi 19 août, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 73,14 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 0,9 % à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis le début du mois de juin. Par la suite, les prix de clôture ont baissé. Ainsi, le vendredi 23 août, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 71,12 €/t. Ce prix était inférieur de 1,9 % à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis le début du mois de juin. Ce prix était inférieur de 1,9 % à celui du vendredi précédent.
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
AleaSoft Energy Forecasting et AleaGreen fournissent des rapports de prévision de la courbe des prix à long terme pour les marchés de l’électricité. Les prévisions de prix à long terme sont nécessaires pour le financement de projets d’énergie renouvelable, la gestion des risques et la couverture, la négociation de PPA, 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 d’AleaSoft Energy Forecasting et d’AleaGreen ont une granularité horaire, des horizons de 30 ans et des bandes de confiance. En outre, ces prévisions sont basées sur une méthodologie scientifique unique.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
