AleaSoft Energy Forecasting, 2 octobre 2024. Au troisième trimestre 2024, les prix du marché européen de l’électricité ont augmenté par rapport au trimestre précédent, malgré une production solaire photovoltaïque atteignant des records sur plusieurs marchés. L’augmentation des prix du marché est due à la hausse des prix du gaz, à l’augmentation de la demande sur la plupart des marchés en raison de la hausse des températures estivales, et à la baisse de la production éolienne. La demande d’électricité a augmenté d’une année sur l’autre sur la plupart des marchés, même si les températures moyennes étaient généralement inférieures à celles de la même période l’année dernière.
Production solaire photovoltaïque et production d’énergie éolienne
Au troisième trimestre 2024, la production solaire photovoltaïque a augmenté sur tous les principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la même période en 2023. Le marché portugais a enregistré la plus forte augmentation, soit 51 %. Les marchés espagnol, allemand et italien ont également connu des augmentations à deux chiffres de 24 %, 20 % et 13 %, respectivement. Le marché français a connu la plus faible augmentation (8,8 %).
Par rapport au deuxième trimestre 2024, le troisième trimestre de l’année a également vu une augmentation de la production solaire photovoltaïque sur tous les marchés. Les augmentations sur les marchés portugais, français et espagnol ont été de 23 %, 9,8 % et 9,8 % dans chaque cas. Les marchés allemand et italien ont enregistré des augmentations de 1,9 % et 0,9 % respectivement.
Sur les marchés allemand, espagnol, italien, français et portugais, la production trimestrielle d’énergie solaire photovoltaïque a été la plus élevée de tous les trimestres de l’histoire, atteignant respectivement 24 873 GWh, 15 136 GWh, 9565 GWh, 8279 GWh et 1766 GWh.
Les données ci-dessus reflètent l’augmentation de la capacité installée d’énergie photovoltaïque. Dans le cas de l’Espagne, selon les données de Red Eléctrica, entre le deuxième et le troisième trimestre 2024, cette capacité a augmenté de 1026 MW. De même, selon les données de REN, au Portugal, la capacité photovoltaïque installée a augmenté de 289 MW au cours de la même période.
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.
Si l’on compare la production d’énergie éolienne du troisième trimestre 2024 avec celle du même trimestre 2023, une augmentation a été enregistrée sur les marchés français, allemand et espagnol. Les augmentations varient de 3,0 % sur le marché français à 9,0 % sur le marché espagnol. En revanche, les marchés italien et portugais ont enregistré des baisses de production d’énergie éolienne de 22 % et 6,2 %, respectivement.
Conformément à la transition saisonnière du printemps à l’été, la production d’énergie éolienne a diminué sur tous les principaux marchés européens de l’électricité si l’on compare les données du troisième trimestre 2024 avec celles du trimestre précédent. Le marché italien a connu la plus forte baisse (28 %). Ailleurs, les baisses allaient de 7,1 % en Espagne à 11 % au Portugal.
Selon les données de Red Eléctrica, entre juin et septembre 2024, la capacité éolienne installée a augmenté de 59 MW. Dans le cas du Portugal, selon les données publiées par REN, la capacité éolienne installée a augmenté de 25 MW.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Demande d’électricité
Au troisième trimestre 2024, la demande d’électricité a augmenté par rapport à la même période de l’année précédente sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. Le marché belge a enregistré la plus forte augmentation (5,1 %), suivi par les marchés italien et allemand, qui ont chacun connu des augmentations de 2,5 % et 2,3 %. La demande a augmenté de 1,3 % sur les marchés espagnol et britannique, et de 1,0 % sur le marché français. Le marché portugais a enregistré la plus faible augmentation (0,8 %). L’exception à la tendance à la hausse a été le marché néerlandais, où la demande a chuté de 5,3 %.
En comparant le deuxième et le troisième trimestre 2024, la demande a augmenté sur les marchés allemand, néerlandais et d’Europe du Sud. Le marché italien a enregistré la plus forte augmentation, soit 13 %. Il est suivi par le marché espagnol avec une augmentation de 9,7 %. Les marchés néerlandais, portugais et allemand ont connu des augmentations plus faibles de 6,7 %, 4,0 % et 1,9 % respectivement. Sur les autres marchés analysés, la demande a diminué de 2,2 % sur le marché britannique et de 3,1 % sur le marché français.
L’évolution des températures moyennes en glissement annuel a montré une nette tendance à la baisse en comparant le troisième trimestre 2024 au troisième trimestre 2023. Les températures moyennes ont diminué sur la plupart des marchés analysés. Les baisses allaient de 0,1°C aux Pays-Bas à 1,2°C en France. Les exceptions sont l’Allemagne et l’Italie. Dans le premier cas, les températures moyennes étaient similaires à celles du même trimestre de l’année précédente, et dans le second, elles ont augmenté de 0,3°C.
Par rapport au deuxième trimestre 2024, les températures moyennes du troisième trimestre, essentiellement estival, ont augmenté sur tous les marchés analysés. Les augmentations varient de 3,2°C en Grande-Bretagne à 6,6°C en Italie.
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 troisième trimestre 2024, le prix moyen trimestriel est resté inférieur à 85 €/MWh sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. Le marché italien IPEX a fait exception, avec une moyenne de 119,32 €/MWh. Le marché nordique Nord Pool a enregistré les prix trimestriels les plus bas, soit 19,86 €/MWh. Sur les autres marchés analysés dans AleaSoft Energy Forecasting, les moyennes varient de 51,14 €/MWh sur le marché français EPEX SPOT à 81,72 €/MWh sur le marché britannique N2EX.
Par rapport au trimestre précédent, au troisième trimestre 2024, les prix moyens ont augmenté sur presque tous les marchés européens de l’électricité analysés dans AleaSoft Energy Forecasting. Le marché nordique fait exception, avec une baisse de 44 %. En revanche, le marché MIBEL au Portugal et en Espagne a enregistré les plus fortes hausses, respectivement de 134 % et 136 %. Les autres marchés ont enregistré des augmentations de prix allant de 5,9 % sur le marché britannique à 71 % sur le marché français.
Si l’on compare les prix moyens du troisième trimestre 2024 à ceux enregistrés au cours du même trimestre 2023, on constate que les prix ont diminué sur la quasi-totalité des marchés analysés. L’exception est le marché italien, avec une augmentation de 5,4 %. En termes de baisse des prix, c’est le marché français qui a enregistré la plus forte chute, de 40 %. En revanche, c’est le marché britannique qui a enregistré la plus faible baisse (10 %). Sur les autres marchés, les baisses de prix allaient de 16 % sur les marchés allemand et néerlandais à 29 % sur le marché belge.
En raison des baisses de prix sur le marché nordique, le prix du troisième trimestre 2024 a été le plus bas depuis le premier trimestre 2021 sur ce marché.
Au troisième trimestre 2024, la hausse des prix du gaz par rapport au trimestre précédent, la baisse de la production d’énergie éolienne et l’augmentation de la demande sur la plupart des marchés ont entraîné une hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité par rapport au trimestre précédent, malgré la baisse des prix des quotas d’émission de CO2 et l’augmentation de la production solaire.
Par rapport au troisième trimestre 2023, les prix des quotas de CO2 ont diminué, la production solaire a augmenté sur tous les marchés analysés et la production éolienne a augmenté sur la plupart d’entre eux. Cela a contribué à la baisse des prix en glissement annuel sur les marchés de l’électricité, malgré la hausse des prix du gaz et l’augmentation de la demande d’électricité.
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 Front-Month sur le marché ICE ont enregistré un prix moyen trimestriel de 78,71 $/b au troisième trimestre 2024. Ce prix est inférieur de 7,4 % au prix du trimestre précédent (85,03 $/b). Il était également inférieur de 8,4 % au prix à terme correspondant du troisième trimestre 2023 (85,92 $/b).
Au cours du troisième trimestre, l’instabilité au Moyen-Orient et les prévisions de baisse des taux d’intérêt ont exercé une influence à la hausse sur les prix à terme du pétrole Brent. En outre, les réductions de la production de l’OPEP+, les attentes d’une augmentation de la demande en raison des voyages de vacances, les inquiétudes concernant l’offre canadienne en raison des incendies de forêt, les effets de l’ouragan Francine et les perturbations de l’offre en Libye ont également poussé les prix à la hausse au cours du trimestre. Toutefois, les inquiétudes concernant l’évolution de la demande se sont maintenues au cours du troisième trimestre et le prix moyen trimestriel a baissé. En septembre, l’OPEP et l’Agence internationale de l’énergie ont revu leurs prévisions de demande à la baisse, ce qui a contribué à la chute des prix. En outre, l’augmentation prévue de la production de l’OPEP+ au cours du dernier trimestre de l’année a également contribué à ces baisses.
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 troisième trimestre 2024 pour ces contrats à terme était de 35,69 €/MWh. Par rapport aux futures Front-Month négociés au trimestre précédent de 31,78 €/MWh, la moyenne a augmenté de 12 %. Par rapport aux futures Front-Month négociés au cours du même trimestre 2023, où le prix moyen était de 33,82 €/MWh, il y a eu une augmentation de 5,5 %.
Au troisième trimestre 2024, les préoccupations en matière d’approvisionnement liées au conflit russo-ukrainien et à l’instabilité au Moyen-Orient ont exercé une influence à la hausse sur les prix à terme du gaz TTF. Les travaux de maintenance en Norvège ont également contribué à la hausse des prix. En outre, des problèmes à l’usine d’exportation de Freeport, l’ouragan Francine et la forte demande asiatique ont affecté l’offre de gaz naturel liquéfié. Toutefois, les niveaux élevés des stocks européens ont limité la hausse des prix.
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 68,36 €/t au troisième trimestre 2024, soit 1,9 % de moins que la moyenne du trimestre précédent de 69,68 €/t. Par rapport à la moyenne du même trimestre de 2023 de 89,99 €/t, la moyenne du troisième trimestre de 2024 a été inférieure de 24 %.
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’électricité
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, le commerce des PPA, le commerce de l’énergie à long terme, l’évaluation des portefeuilles et les audits. Les prévisions d’AleaSoft Energy Forecasting et d’AleaGreen sont basées sur une méthodologie scientifique unique qui combine l’intelligence artificielle, les séries temporelles et les modèles statistiques. En outre, ces prévisions de prix ont une granularité horaire, des horizons de 30 ans et incluent des bandes de confiance.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
