AleaSoft Energy Forecasting, 9 septembre 2024. Dans la semaine du 2 septembre, les prix ont augmenté sur la plupart des marchés européens de l’électricité. L’augmentation de la demande, associée à une baisse de la production solaire sur la plupart des marchés, a contribué à ce comportement. Le marché MIBEL a été l’exception, où les prix ont baissé et où l’énergie solaire a enregistré une production record pour le mois de septembre. Les contrats à terme sur le Brent ont enregistré le prix de clôture le plus bas depuis début décembre 2021, tandis que les contrats à terme sur le CO2 et le gaz ont atteint le prix de clôture le plus bas depuis fin juillet et début août, respectivement.
Production solaire photovoltaïque et solaire thermique et production éolienne
Au cours de la semaine du 2 septembre, la production solaire a augmenté par rapport à la semaine précédente dans la péninsule ibérique, inversant la tendance des trois dernières semaines. Le marché espagnol, qui comprend le solaire photovoltaïque et le solaire thermique, a enregistré la plus forte augmentation, soit 7,3 %, et le marché portugais, une augmentation de 0,6 %. En revanche, les marchés allemand, italien et français ont enregistré une baisse de la production d’énergie solaire. Le marché français a enregistré la plus forte baisse (35 %), suivi par le marché italien (20 %). Le marché allemand a enregistré la baisse la plus faible, avec une réduction de 13 %.
Le vendredi 6 septembre, le marché espagnol a atteint sa production PV journalière la plus élevée pour le mois de septembre, avec une production de 171 GWh. D’autre part, le marché portugais a connu le 4 septembre sa production PV journalière la plus élevée pour un mois de septembre, avec une production de 20 GWh.
Pour la semaine du 9 septembre, les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent une baisse de la production en Italie et en Allemagne. En outre, la production en Espagne devrait augmenter, poursuivant la tendance de la semaine dernière.
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 TERNA.Au cours de la semaine du 2 septembre, la production d’énergie éolienne a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens, inversant la tendance de la semaine précédente. Le marché portugais a enregistré la plus forte croissance (96 %), tandis que les marchés espagnol et allemand ont connu des augmentations respectives de 23 % et 21 %. Le marché français a enregistré la plus faible augmentation (6,1 %). Le marché italien, à titre d’exception, a connu une baisse de 34 % de la production d’énergie éolienne.
Dans la semaine du 9 septembre, selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production d’énergie éolienne augmentera en Italie, en France, en Espagne et en Allemagne, et diminuera au Portugal.
Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Demande d’électricité
Au cours de la semaine du 2 septembre, la demande d’électricité a été mitigée sur les principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Sur les marchés des Pays-Bas, de la Grande-Bretagne, de l’Allemagne et de la Belgique, la demande a augmenté, ce qui coïncide avec l’augmentation des heures de travail après la fin de la période des vacances. Le marché néerlandais a enregistré la plus forte augmentation (17 %), suivi par le marché britannique (12 %). Sur les marchés allemand et belge, la demande a augmenté respectivement de 3,3 % et de 1,1 %. Les marchés allemand et britannique ont répété la tendance à la hausse pour la deuxième semaine consécutive, tandis que le marché belge a poursuivi sa tendance à la hausse pour la cinquième semaine consécutive.
En revanche, sur les marchés espagnol, français, italien et portugais, la demande a diminué, marquant un renversement de la tendance de la semaine précédente. Le marché espagnol a enregistré la plus forte baisse (5,4 %) et le marché français a reculé de 1,3 %. Les marchés italien et portugais ont enregistré les baisses les plus faibles, de 0,8 % et 0,3 % respectivement.
Au cours de la première semaine de septembre, les températures moyennes ont baissé sur la plupart des marchés analysés. Les baisses de température moyenne ont été comprises entre 0,5°C en Grande-Bretagne et en Belgique et 3,0°C en Espagne. Les exceptions sont l’Allemagne et les Pays-Bas, qui ont enregistré des hausses de 1,2°C et 1,8°C, respectivement.
Pour la deuxième semaine de septembre, selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, la demande devrait diminuer sur les marchés de l’Espagne, des Pays-Bas, de l’Allemagne, de la Belgique, de l’Italie et de la France. En revanche, elle devrait augmenter sur les marchés du Portugal et de la Grande-Bretagne.
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 cours de la première semaine de septembre, les prix moyens sur les principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Le marché MIBEL au Portugal et en Espagne fait exception, avec des baisses respectives de 13 % et 14 %. Par ailleurs, le marché italien IPEX a enregistré la plus faible augmentation de prix en pourcentage (4,0 %). En revanche, le marché nordique Nord Pool a enregistré la plus forte augmentation de prix en pourcentage, soit 135 %. Sur les autres marchés analysés dans AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté de 4,3 % sur le marché EPEX SPOT en France et de 19 % sur le marché N2EX au Royaume-Uni.
Au cours de la première semaine de septembre, les moyennes hebdomadaires étaient supérieures à 80 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés. Le marché nordique a été l’exception, avec une moyenne de 21,27 €/MWh. En revanche, le marché italien a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus élevée, avec 139,74 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix variaient de 82,34 €/MWh sur le marché français à 101,95 €/MWh sur le marché britannique.
En termes de prix horaires, les prix les plus élevés de la semaine ont été atteints les premiers jours. Les 2, 3 et 4 septembre, les marchés allemand et néerlandais ont enregistré des prix horaires supérieurs à 250 €/MWh. C’était également le cas le 3 septembre sur le marché belge. Le marché allemand a enregistré le prix horaire le plus élevé de la semaine, soit 656,37 €/MWh, le 3 septembre de 19h00 à 20h00. Ce prix était le plus élevé depuis la fin du mois de juin en Allemagne. Le 3 septembre de 20h00 à 21h00, le marché néerlandais a atteint un prix de 340,00 €/MWh, soit le prix le plus élevé sur ce marché depuis fin septembre 2023. Dans le cas du marché belge, le 3 septembre de 19h00 à 20h00, le prix était de 268,94 €/MWh, ce qui était également le plus élevé depuis la fin septembre 2023 en Belgique.
En revanche, la première semaine de septembre a également été marquée par des prix horaires négatifs. Le marché allemand a enregistré des prix négatifs le 5 septembre, le marché belge le 8 septembre et le marché néerlandais ces deux jours. Le marché néerlandais a enregistré le prix horaire le plus bas de la première semaine de septembre, -21,00 €/MWh, le jeudi 5 septembre, de 14h00 à 15h00.
Au cours de la semaine du 2 septembre, la baisse de la production solaire, ainsi que l’augmentation de la demande sur certains marchés, ont contribué à la hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité. Toutefois, la baisse de la demande et l’augmentation de la production éolienne et solaire ont entraîné une baisse des prix sur le marché MIBEL.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la deuxième semaine de septembre, les prix pourraient baisser sur les marchés européens de l’électricité analysés, sous l’influence d’une baisse de la demande et d’une augmentation de la production d’énergie éolienne 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 première semaine de septembre, les prix de clôture des contrats à terme sur le pétrole Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont poursuivi la tendance à la baisse entamée à la fin de la semaine précédente. Le lundi 2 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 77,52 dollars le baril. Suite aux baisses enregistrées au cours de la semaine, le vendredi 6 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas à 71,06 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 9,8 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis le 4 décembre 2021.
Au cours de la première semaine de septembre, les inquiétudes concernant l’économie mondiale et la demande ont exercé une influence à la baisse sur les prix à terme du pétrole Brent, poussant les prix à la baisse malgré la décision de l’OPEP+ de reporter les augmentations de production jusqu’en décembre. Toutefois, l’arrivée d’un ouragan au large de la côte américaine du Golfe du Mexique pourrait influencer les prix à la hausse au cours de la deuxième semaine de septembre.
Quant aux contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le premier mois, ils ont atteint le lundi 2 septembre leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 38,58 €/MWh. Par la suite, les prix ont baissé et le 4 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas à 35,80 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus bas depuis le 6 août. Au cours des dernières séances de la première semaine de septembre, les prix ont commencé à se redresser. Le vendredi 6 septembre, le prix de clôture était de 36,48 €/MWh, soit 8,4 % de moins que le vendredi précédent.
Au cours de la première semaine de septembre, les niveaux élevés des stocks européens ont contribué à maintenir les prix de clôture en dessous de 40 €/MWh. Cependant, les effets sur l’offre des travaux de maintenance en Norvège et les prévisions météorologiques qui pourraient impliquer une augmentation de la demande ont poussé les prix à terme du gaz TTF à la hausse à la fin de la première semaine de septembre.
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, le lundi 2 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 70,43 euros/tonne. Cependant, du mardi au jeudi, les prix de clôture ont baissé. Le jeudi 5 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 66,20 €/t. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est le plus bas depuis le 24 juillet. Vendredi, le prix de clôture était légèrement plus élevé, à 66,50 €/t. Toutefois, ce prix était encore inférieur de 5,4 % à celui du vendredi précédent.
Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ICE et EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés européens de l’énergie, du stockage de l’énergie et de l’autoconsommation
Le 47e webinaire de la série de webinaires mensuels d’AleaSoft Energy Forecasting et d’AleaGreen aura lieu le jeudi 19 septembre. À cette occasion, le webinaire analysera l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie, le stockage de l’énergie, en particulier les batteries et l’hydrogène vert, ainsi que la situation actuelle et les perspectives de l’autoconsommation. Il comprendra également une explication des services d’AleaSoft pour les négociants en énergie. Xavier Cugat, directeur de produit chez Pylontech, et Francisco Valverde, professionnel indépendant pour le développement des énergies renouvelables, participeront à la table d’analyse du webinaire.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
