AleaSoft Energy Forecasting, 29 juillet 2024. Au cours de la quatrième semaine de juillet, les prix sur les principaux marchés européens de l’électricité, ainsi que sur les marchés à terme du gaz et du CO2, sont restés proches de ceux de la semaine précédente. Des prix négatifs ont été enregistrés sur la plupart des marchés de l’électricité le dimanche 28. Ce jour-là, l’Italie a enregistré la production photovoltaïque la plus élevée pour un mois de juillet. La production éolienne a été supérieure à celle de la semaine précédente sur la plupart des marchés, tandis que la demande d’électricité a diminué sur presque tous les marchés.
Production solaire photovoltaïque et thermoélectrique et production éolienne
Au cours de la semaine du 22 juillet, la production solaire a augmenté dans la péninsule ibérique, après la baisse de la semaine précédente. En Espagne, la hausse a été de 4,9 % et au Portugal de 2,4 %. En France, la production pour l’ensemble de la semaine a été similaire à celle de la semaine précédente. En revanche, en Allemagne et en Italie, la production solaire a diminué par rapport à la semaine précédente. Le marché allemand, où la tendance à la hausse de la semaine précédente s’est inversée, a enregistré la plus forte baisse (16 %), tandis que le marché italien a connu une diminution de 3,2 %.
Malgré la baisse en milieu de semaine, le dimanche 28, le marché italien a enregistré la production PV journalière la plus élevée pour un mois de juillet, avec 126 GWh de production.
Dans la semaine du 29 juillet, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, les tendances de la semaine précédente seront inversées, avec une augmentation de la production en Allemagne et en Italie et une diminution en Espagne.
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 quatrième semaine de juillet, la production d’énergie éolienne a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Les augmentations allaient de 0,2 % à 39 % au Portugal et en Italie, respectivement. Dans les deux cas, l’augmentation a inversé la tendance à la baisse des deux semaines précédentes. Cependant, les marchés français et allemand ont enregistré des baisses de la production éolienne de 14 % et 9,6 %, respectivement.
Au cours de la semaine du 29 juillet, selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production d’énergie éolienne diminuera en France, en Allemagne et dans la péninsule ibérique, mais augmentera en Italie.
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 22 juillet, la demande d’électricité a diminué sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Le marché belge a enregistré la plus forte baisse (5,9 %), tandis que le marché néerlandais a enregistré la plus faible baisse (0,2 %). Sur ces deux marchés, la tendance à la baisse s’est poursuivie pour la quatrième et la troisième semaine consécutive, respectivement. En revanche, la demande n’a augmenté que dans la péninsule ibérique. Au Portugal, la hausse a été de 7,6 %, inversant la baisse de la semaine précédente. En Espagne, bien que le 25 juillet ait été un jour férié dans certaines régions, la demande a augmenté pour la sixième semaine consécutive, cette fois de 0,6%.
La diminution de la demande a coïncidé avec des baisses des températures moyennes allant de 0,6°C en Grande-Bretagne à 1,9°C en Allemagne. Seule la péninsule ibérique a connu une augmentation des températures moyennes par rapport à la semaine précédente. Au Portugal, elles ont augmenté de 1,2°C et en Espagne de 0,5°C.
Pour la semaine du 29 juillet, selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, la tendance à la baisse se poursuivra. La demande diminuera en Allemagne, en Italie, au Portugal, aux Pays-Bas et en Grande-Bretagne. En revanche, la demande devrait augmenter en Espagne et en France, et rester stable en 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 quatrième semaine de juillet, les prix sur les principaux marchés européens de l’électricité sont restés stables, dans la même fourchette que la semaine précédente. Le marché MIBEL en Espagne et au Portugal a connu la plus forte augmentation de prix (14 %). Le marché EPEX SPOT en Allemagne a enregistré une augmentation de 7,3 % et celui des Pays-Bas de 1,8 %. Le marché nordique Nord Pool a connu la plus faible augmentation de 1,1 %. En revanche, le marché EPEX SPOT en France a enregistré la plus forte baisse de prix en pourcentage, soit 13 %. Sur les autres marchés analysés dans AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont diminué de 1,8 % sur le marché IPEX en Italie et de 3,8 % sur le marché EPEX SPOT en Belgique.
Au cours de la semaine du 22 juillet, les moyennes hebdomadaires étaient inférieures à 85 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés. Le marché britannique N2EX et le marché italien ont fait exception, avec des moyennes respectives de 87,39 €/MWh et de 113,20 €/MWh. Le marché nordique a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, soit 24,90 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié de 50,04 €/MWh sur le marché français à 84,41 €/MWh sur le marché portugais.
En ce qui concerne les prix horaires, la plupart des marchés européens analysés ont enregistré des prix négatifs le 28 juillet. Les marchés britannique et italien font exception. Les marchés allemand, belge et néerlandais ont également enregistré des prix négatifs le 24 juillet. Le marché néerlandais a enregistré le prix horaire le plus bas de la quatrième semaine de juillet, -64,13 €/MWh, le dimanche 28 juillet, de 13h00 à 14h00.
Au cours de la semaine du 22 juillet, la demande d’électricité a diminué sur la plupart des marchés, ce qui a contribué à la baisse des prix sur les marchés belge, britannique, français et italien. Sur ce dernier marché, la production d’énergie éolienne a également augmenté. En revanche, sur le marché allemand, la production éolienne et solaire a chuté, ce qui a contribué à l’augmentation des prix. Les marchés espagnol et portugais sont les seuls parmi ceux analysés où la demande d’électricité a augmenté, ce qui a favorisé la hausse des prix.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, pour la semaine du 29 juillet, les prix devraient se situer autour de ceux de la quatrième semaine de juillet. Sur les marchés de l’Allemagne, de la France, de la Belgique et des Pays-Bas, les prix devraient baisser, tandis que dans la péninsule ibérique, en Italie et au Royaume-Uni, les prix devraient être supérieurs à ceux de la quatrième semaine de juillet, bien que les augmentations soient moins importantes que celles de la semaine du 22 juillet.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec 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 premier mois sur le marché ICE ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé de 82,40 $/b le lundi 22 juillet. Après une baisse de 1,7 % par rapport à la veille, le mardi 23 juillet, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas à 81,01 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus bas depuis le 8 juin. Par la suite, les prix se sont redressés et le vendredi 26 juillet, ils ont de nouveau chuté. Ce jour-là, le prix de clôture était de 81,13 $/b, soit 1,8 % de moins que le vendredi précédent.
Au cours de la quatrième semaine de juillet, les inquiétudes concernant la demande en Chine ont continué d’exercer une influence à la baisse sur les prix à terme du pétrole. Toutefois, la diminution des stocks de pétrole aux États-Unis, les prévisions de réduction des taux d’intérêt aux États-Unis en septembre et les inquiétudes concernant la production canadienne en raison des incendies de forêt ont limité la baisse des prix. Au cours de la première semaine d’août, l’augmentation des tensions au Moyen-Orient pourrait exercer une influence à la hausse sur les prix à terme du pétrole Brent.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE Front-Month, au cours de la quatrième semaine de juillet, les prix de clôture sont restés proches de ceux de la semaine précédente, avec des valeurs supérieures à 32 €/MWh lors de la plupart des séances. Le mardi 23 juillet a été la seule exception. Ce jour-là, les contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 31,62 €/MWh. En revanche, le vendredi 26 juillet, ils ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 32,90 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 2,3 % à celui du vendredi précédent.
Les niveaux élevés des stocks européens ont contribué à ce que les prix de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF soient inférieurs à 33 €/MWh au cours de la quatrième semaine de juillet. Toutefois, de nouveaux problèmes à l’usine d’exportation de gaz naturel liquéfié de Freeport au cours de la quatrième semaine de juillet ont exercé une influence à la hausse sur les prix. Les prévisions de températures plus élevées et de baisse de la production d’énergie éolienne, qui pourraient accroître la demande de production d’électricité, ont également contribué à l’augmentation des prix à la fin de la semaine.
En ce qui concerne les contrats à terme de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence décembre 2024, le lundi 22 juillet, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas à 64,72 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 2,4 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis le 11 avril. Au cours des séances suivantes, les prix ont augmenté et le 24 juillet, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 68,41 €/t. Au cours des dernières séances de la quatrième semaine de juillet, les prix ont baissé, mais sont restés supérieurs à 66 €/t. Le vendredi 26 juillet, le prix de clôture était de 67,87 €/t. Ce prix était supérieur de 2,4 % à celui de la semaine précédente. Ce prix était supérieur de 2,4 % à celui du vendredi précédent. Toutefois, la moyenne hebdomadaire était inférieure de 0,4 % à celle de la semaine précédente.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ICE et EEX.
Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés de l’énergie
Parmi les divisions d’AleaSoft Energy Forecasting figure AleaWhite, la division spécialisée dans la fourniture d’informations sur le secteur de l’énergie. AleaWhite propose des rapports personnalisés sur les marchés de l’énergie, ainsi que la plateforme de données en ligne Alea Energy DataBase, utile pour l’analyse et la recherche sur ces marchés. En outre, AleaWhite est responsable de la diffusion de l’actualité énergétique par le biais de son bulletin d’information hebdomadaire et organise des webinaires sur des questions d’actualité dans le secteur de l’énergie.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.