AleaSoft Energy Forecasting, 14 octobre 2024. Au cours de la deuxième semaine d’octobre, la production éolienne sur la plupart des grands marchés européens s’est redressée après les baisses de la semaine précédente, ce qui a favorisé les baisses de prix hebdomadaires sur la plupart des marchés de l’électricité. Sur une base horaire, certains marchés ont enregistré des prix négatifs, et dans d’autres les heures de prix les plus élevés depuis au moins février 2024. En Italie, l’énergie photovoltaïque a atteint le 11 octobre un record historique de production journalière pour le mois d’octobre. Les contrats à terme sur le gaz sont restés à des niveaux similaires à ceux de la semaine précédente.
Production solaire photovoltaïque et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 7 octobre, la production solaire photovoltaïque sur le marché allemand a augmenté de 4,2 % par rapport à la semaine précédente, après deux semaines de baisse. En revanche, les marchés espagnol, portugais, français et italien ont enregistré des baisses par rapport à la semaine précédente. Le marché espagnol a connu la plus forte baisse (38 %), tandis que le marché italien a enregistré la plus faible baisse (0,2 %). En France et au Portugal, les baisses ont été respectivement de 13 % et 19 %. Le marché portugais a maintenu la tendance à la baisse pour la cinquième semaine consécutive, tandis que le marché italien a répété la même tendance pour la deuxième semaine.
Malgré la baisse de la production photovoltaïque au cours de la semaine, le marché italien a enregistré le vendredi 11 octobre un record historique de 89 GWh de production solaire photovoltaïque journalière pour le mois d’octobre.
Au cours de la troisième semaine d’octobre, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production solaire augmentera par rapport à la semaine précédente en Allemagne et en Espagne, tandis qu’elle continuera à baisser en Italie.
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 d’octobre, la production d’énergie éolienne a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente, inversant ainsi la tendance observée au cours de la première semaine du mois. Le marché portugais a enregistré la plus forte augmentation (59 %), suivi par les marchés allemand et espagnol, qui ont connu des hausses respectives de 45 % et 32 %. L’exception est le marché français, qui a maintenu la tendance à la baisse de la semaine précédente, diminuant cette fois de 1,4 %.
Les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting pour la semaine du 14 octobre indiquent une baisse générale de la production d’énergie éolienne sur 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 7 octobre, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Le marché allemand a enregistré la plus forte augmentation (6,9 %), en raison de la reprise de la demande après le jour férié du jeudi 3 octobre, jour de l’unité allemande, célébré la semaine précédente. Les marchés français et néerlandais ont connu les plus faibles augmentations, respectivement de 0,4% et 0,8%. Les marchés belge, italien et britannique ont enregistré des hausses allant de 1,5% en Belgique à 2,3% en Grande-Bretagne. Dans le cas des marchés français et britannique, la demande a augmenté pour la quatrième semaine consécutive, tandis que sur les marchés belge et néerlandais, elle a augmenté pour la deuxième et la troisième semaine, respectivement.
En revanche, la demande a diminué dans la péninsule ibérique. Le marché portugais a enregistré la plus forte baisse (4,0%), tandis que le marché espagnol a enregistré une baisse de 1,4%. En Espagne, les jours fériés du 12 octobre, Día de la Hispanidad, ont contribué à la baisse de la demande.
Les températures moyennes ont augmenté sur la plupart des marchés analysés. L’Allemagne, les Pays-Bas, la Belgique, la France et l’Italie ont enregistré des hausses allant de 1,0°C en Italie à 1,9°C en Allemagne. En revanche, la Grande-Bretagne, l’Espagne et le Portugal ont enregistré des baisses de 1,2°C, 1,5°C et 1,6°C, respectivement.
Pour la semaine du 14 octobre, selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, la demande augmentera sur les marchés de la Grande-Bretagne, des Pays-Bas, de l’Italie et de l’Espagne. En revanche, la demande devrait diminuer sur les marchés de la France, du Portugal, de l’Allemagne et de la 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 d’octobre, les prix moyens sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont baissé par rapport à la semaine précédente. Le marché britannique N2EX a fait exception, avec une hausse de 4,8 %. Le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas a enregistré la plus faible baisse de prix en pourcentage (0,9 %). En revanche, le marché nordique Nord Pool a enregistré la plus forte baisse de prix en pourcentage (33 %). Sur les autres marchés analysés dans AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé de 2,9 % sur le marché belge EPEX SPOT à 25 % sur le marché portugais MIBEL.
Au cours de la semaine du 7 octobre, les moyennes hebdomadaires étaient inférieures à 75 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés. Les exceptions étaient le marché britannique et le marché italien IPEX, avec des moyennes de 96,94 €/MWh et 106,96 €/MWh, respectivement. Le marché nordique a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, avec 26,68 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié de 46,52 €/MWh sur le marché français à 73,37 €/MWh sur le marché néerlandais.
En ce qui concerne les prix horaires, le dimanche 13 octobre, les marchés allemand, belge, britannique, français et néerlandais ont enregistré des prix horaires négatifs. Pour le marché français, des prix négatifs ont également été enregistrés le jeudi 10 octobre. Le marché allemand a enregistré le prix horaire le plus bas de la deuxième semaine d’octobre, -15,69 €/MWh, le dimanche de 14h00 à 15h00.
Malgré les baisses des moyennes hebdomadaires, les marchés espagnol et portugais ont enregistré le 10 octobre, de 20h00 à 21h00, le prix le plus élevé depuis le 21 février, soit 180,00 €/MWh. Le 14 octobre, de 19h00 à 20h00, les marchés français et britannique ont atteint les prix horaires les plus élevés pour ces marchés depuis le début du mois de décembre 2023, soit 161,89 €/MWh et 199,98 £/MWh, respectivement.
Au cours de la semaine du 7 octobre, l’augmentation de la production d’énergie éolienne sur la plupart des marchés analysés a entraîné une baisse des prix sur les marchés européens de l’électricité. En outre, le prix moyen hebdomadaire des quotas d’émission de CO2 a diminué par rapport à la semaine précédente. La production solaire a également augmenté en Allemagne, tandis que la demande a diminué dans la péninsule ibérique. Cela a également contribué à la baisse des prix sur ces marchés.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la troisième semaine d’octobre, les prix augmenteront sur les marchés européens de l’électricité, sous l’influence de la baisse de la production d’énergie éolienne et de l’augmentation de la demande sur la plupart des marchés.
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 d’octobre, les contrats à terme sur le pétrole brut Brent pour le Front-Month sur le marché ICE ont enregistré leur plus haut prix de clôture hebdomadaire de 80,93 $/b le lundi 7 octobre. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus élevé depuis le 27 août. Par la suite, les prix ont baissé. Ainsi, ces contrats à terme ont atteint leur plus bas prix de clôture hebdomadaire de 76,58 $/b le 9 octobre. Toutefois, au cours des deux dernières séances de la semaine, les prix de clôture sont revenus au-dessus de 79 dollars le baril. Le vendredi 11 octobre, le prix de clôture était de 79,04 $/b, soit 1,3 % de plus que le vendredi précédent. Le prix de clôture moyen pour la semaine se terminant le 7 octobre était de 4,9 % supérieur à celui de la semaine précédente.
Les inquiétudes concernant l’offre dues au conflit au Moyen-Orient, ainsi que les effets de l’ouragan Milton aux États-Unis, ont exercé une influence à la hausse sur les prix à terme du pétrole Brent au cours de la deuxième semaine d’octobre. Toutefois, l’augmentation de la production en Libye et les inquiétudes concernant l’évolution de la demande ont contribué à la baisse de certains cours au cours de la deuxième semaine d’octobre. Le 8 octobre, l’Administration américaine d’information sur l’énergie (EIA) a revu à la baisse ses prévisions de croissance de la demande en 2025.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le premier mois, le lundi 7 octobre, le prix de clôture était de 40,24 €/MWh, soit 1,8 % de moins que lors de la dernière séance de la semaine précédente. Au cours des séances suivantes, les prix ont continué à baisser. Par conséquent, le 9 octobre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire minimum de 38,34 €/MWh. Par la suite, le jeudi 10 octobre, après une augmentation de 5,1 % par rapport à la veille, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire maximum de 40,29 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le troisième plus élevé jusqu’à présent en 2024. Vendredi, les prix ont de nouveau chuté. Le prix de clôture était de 39,88 €/MWh, soit 2,7 % de moins que le vendredi précédent. La moyenne hebdomadaire des prix de clôture était légèrement inférieure à celle de la semaine précédente, en baisse de 0,1 %.
Au cours de la deuxième semaine d’octobre, les préoccupations en matière d’approvisionnement liées au conflit au Moyen-Orient se sont poursuivies. Les craintes d’une diminution des approvisionnements en gaz naturel liquéfié du Qatar ont exercé une influence à la hausse sur les prix de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF. Ils ont dépassé 40 €/MWh lors de deux séances de la deuxième semaine d’octobre, malgré les niveaux élevés des stocks européens.
Quant aux contrats à terme sur le CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2024, ils ont commencé la deuxième semaine d’octobre par des baisses de prix. Le mardi 8 octobre, ils ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 60,29 €/t. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus bas depuis le 5 avril. En revanche, le jeudi 10 octobre, ces contrats à terme ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 65,00 €/t. Le vendredi 11 octobre, le prix de clôture était de 64,62 €/t, soit 4,1 % de plus que le vendredi précédent. Malgré les hausses enregistrées lors des dernières séances de la semaine, le prix de clôture moyen de la semaine du 7 octobre était inférieur de 0,9 % à celui de la semaine précédente.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ICE et EEX.L’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 au webinaire pour la cinquième fois. Ce webinaire analysera l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie pour l’hiver 2024-2025, le financement des projets d’énergies renouvelables, les perspectives des batteries et de l’hybridation, ainsi que l’importance des prévisions dans les audits et l’évaluation des portefeuilles.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
