AleaSoft Energy Forecasting, 30 septembre 2024. Au cours de la dernière semaine de septembre, la production d’énergie éolienne a augmenté sur les principaux marchés européens et a enregistré des records historiques de production journalière pour un seul mois de septembre sur plusieurs marchés. Cela a favorisé la baisse des prix du marché de l’électricité, même si les prix du gaz et du CO2 ont augmenté au cours de la semaine. La production d’énergie solaire photovoltaïque a diminué sur la plupart des marchés avec l’arrivée de l’automne et la réduction de l’irradiation solaire.
Production solaire photovoltaïque et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 23 septembre, la production solaire photovoltaïque a diminué sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Les marchés allemand et français ont enregistré les baisses les plus importantes, respectivement de 32 % et 26 %. Le marché espagnol a baissé de 6,6 % et le marché portugais a enregistré la plus faible baisse (1,9 %). Les marchés français et espagnol ont maintenu leur tendance à la baisse pour la deuxième semaine consécutive, tandis que le marché portugais a enregistré des baisses pour la troisième semaine. D’autre part, sur le marché italien, la production solaire photovoltaïque a augmenté de 11 %, inversant la tendance de la semaine précédente.
Au cours de la semaine du 30 septembre, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production solaire photovoltaïque augmentera en Allemagne et en Espagne, tandis qu’elle diminuera en Italie.
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 dernière semaine de septembre, la production d’énergie éolienne a augmenté sur tous les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte hausse, avec une augmentation de 275 % de la production d’énergie éolienne par rapport à la semaine précédente. En Allemagne, au Portugal, en Espagne et en France, la production d’énergie éolienne a augmenté respectivement de 60 %, 50 %, 29 % et 24 %. Le marché français a maintenu sa tendance à la hausse pour la quatrième semaine consécutive.
Au cours de la semaine du 23 septembre, la plupart des marchés analysés ont enregistré des records historiques de production quotidienne d’énergie éolienne pour un mois de septembre. Le jeudi 26 septembre, les marchés espagnol et français ont enregistré une production quotidienne d’énergie éolienne de 344 GWh et 325 GWh, respectivement, ce qui représente la valeur la plus élevée jamais atteinte pour un mois de septembre sur chacun de ces marchés. Le même jour, le marché portugais a enregistré sa troisième valeur la plus élevée pour un mois de septembre, avec 84 GWh. Le marché allemand a enregistré le record journalier pour le mois de septembre le vendredi 27, avec 967 GWh produits.
Au cours de la première semaine d’octobre, 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 à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.
Demande d’électricité
Au cours de la semaine du 23 septembre, les variations de la demande d’électricité d’une semaine à l’autre sur les principaux marchés européens de l’électricité ont affiché une tendance hétérogène pour la deuxième semaine consécutive.
Les marchés néerlandais et britannique ont enregistré la plus forte croissance de la demande, respectivement 8,2% et 7,1%. Les marchés allemand et français ont enregistré une croissance plus faible, de 2,5 % et 1,8 % respectivement. Dans le cas des marchés français et britannique, la demande a augmenté pour la deuxième semaine consécutive.
Dans le reste des principaux marchés européens de l’électricité, la demande a diminué. Les baisses de la demande ont été moins variables et se sont échelonnées entre 0,5 % en Belgique et 1,6 % en Espagne. Les marchés portugais et italien ont connu des baisses respectives de 1,4 % et 1,0 %. Il convient de noter que la demande sur les marchés espagnol et italien a baissé pour la quatrième semaine consécutive.
Les températures moyennes ont diminué sur la plupart des marchés analysés. Les baisses vont de 0,3°C en Espagne à 4,0°C en Grande-Bretagne. L’exception est l’Italie, où la température a augmenté de 1,9°C.
Pour la semaine du 30 septembre, selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, la demande augmentera sur les marchés français, belge et britannique. En revanche, la demande sur les marchés allemand, néerlandais, italien et ibérique devrait diminuer.
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 de septembre, les prix moyens sur les principaux marchés européens de l’électricité ont diminué par rapport à la semaine précédente. Le marché britannique N2EX et le marché italien IPEX ont enregistré les plus faibles baisses de prix en pourcentage, soit 1,5 % et 1,8 % respectivement. En revanche, le marché nordique Nord Pool a enregistré la plus forte baisse de prix en pourcentage, soit 26 %. Sur les autres marchés analysés dans AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé de 12 % sur le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas et de 25 % sur le marché MIBEL en Espagne.
Au cours de la semaine du 23 septembre, les moyennes hebdomadaires étaient inférieures à 70 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés. Les marchés britannique et italien ont fait exception, avec des moyennes respectives de 94,34 €/MWh et 109,57 €/MWh. Par ailleurs, le marché nordique a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, à savoir 19,11 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix variaient de 35,15 €/MWh sur le marché français à 68,00 €/MWh sur le marché néerlandais.
En ce qui concerne les prix horaires, la plupart des marchés analysés ont enregistré des prix négatifs au cours de la quatrième semaine de septembre. Les marchés italien, nordique et portugais font exception. Les marchés allemand, belge, britannique, espagnol, français et néerlandais ont atteint des prix horaires négatifs le vendredi 27 septembre. Ces marchés, à l’exception du marché britannique, ont également enregistré des prix négatifs le dimanche 29 septembre. Le marché allemand a enregistré le prix horaire le plus bas de la quatrième semaine de septembre, -6,32 €/MWh, le vendredi 27 septembre, de 13h00 à 14h00. Pour le marché italien, il n’y a pas eu de prix horaires négatifs, mais le dimanche 29 septembre, de 13h00 à 14h00, le prix de 0,97 €/MWh a été le plus bas depuis le 8 avril sur ce marché.
Au cours de la semaine du 23 septembre, l’augmentation générale de la production d’énergie éolienne a entraîné une baisse des prix sur les marchés européens de l’électricité, malgré l’augmentation des prix du gaz et des quotas d’émission de CO2. La production d’énergie solaire photovoltaïque a également augmenté sur le marché italien. De plus, sur ce marché, ainsi que sur les marchés belge, espagnol et portugais, la demande d’électricité a diminué, ce qui a contribué à la baisse des prix.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la première semaine d’octobre, les prix pourraient augmenter sur la plupart des marchés européens de l’électricité, sous l’influence d’une baisse de la production d’énergie éolienne et d’une augmentation de la demande sur certains marchés.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.
Brent, carburants et CO2
Au cours de la quatrième semaine de septembre, les prix de clôture des contrats à terme sur le pétrole brut Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont enregistré des baisses dans la plupart des séances, mais sont restés supérieurs à 71 $/baril. Le mardi 24 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 75,17 dollars le baril. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus élevé depuis le 3 septembre. Par la suite, les prix ont baissé. Le jeudi 26 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 71,60 dollars le baril. Le vendredi 27 septembre, le prix de clôture a légèrement augmenté pour atteindre 71,98 $/b, mais il était encore inférieur de 3,4 % à celui du vendredi précédent.
Au cours de la quatrième semaine de septembre, l’augmentation de la production de l’OPEP+ prévue pour décembre a contribué à la chute des prix à terme du pétrole Brent, malgré les mesures économiques qui pourraient soutenir une augmentation de la demande en Chine. D’autre part, les inquiétudes concernant l’offre dues à l’instabilité croissante au Moyen-Orient pourraient soutenir la hausse des prix au cours de la première semaine d’octobre.
Quant aux prix de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le premier mois, ils sont restés supérieurs à 35 €/MWh au cours de la quatrième semaine de septembre. En outre, ils ont augmenté lors de toutes les séances, à l’exception du mardi 24 septembre. Ce jour-là, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 35,41 €/MWh. En conséquence de la tendance à la hausse de la quatrième semaine de septembre, le vendredi 27 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 38,11 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 11% à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis le 3 septembre.
Au cours de la quatrième semaine de septembre, les prévisions de températures plus froides, qui entraîneraient une augmentation de la demande, ainsi que les inquiétudes concernant l’offre en raison des conflits entre la Russie et l’Ukraine et au Moyen-Orient, ont entraîné une hausse des prix des contrats à terme sur le gaz TTF. D’autre part, les niveaux de stocks européens sont élevés, mais au cours de la quatrième semaine de septembre, le rythme de remplissage des stocks s’est ralenti car l’offre de GNL américain a été détournée vers l’Asie, où la demande était élevée et les prix ont augmenté.
En ce qui concerne les contrats à terme sur les quotas d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2024, le mardi 24 septembre, ils ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 63,87 €/t. Les 25 et 26 septembre, les prix de clôture ont augmenté. Les 25 et 26 septembre, les prix de clôture ont augmenté. Le jeudi 26 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, soit 66,52 €/t. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus élevé depuis le 10 septembre. Le vendredi 26 septembre, le prix de clôture a légèrement baissé pour s’établir à 66,33 €/t. Ce prix représentait toutefois 4,5 % du prix de référence. Toutefois, ce prix était encore supérieur de 4,6 % 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 et sur le financement et la valorisation des projets renouvelables
Le jeudi 17 octobre, AleaSoft Energy Forecasting et AleaGreen organiseront le 48e webinaire de leur série de webinaires mensuels. À cette occasion, des intervenants de Deloitte participeront pour la cinquième fois. Le webinaire abordera l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie pour l’hiver 2024-2025, le financement des projets d’énergie renouvelable et l’importance des prévisions dans les audits et l’évaluation des portefeuilles.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
