AleaSoft Energy Forecasting, 12 août 2024. Au cours de la deuxième semaine d’août, les prix à terme du gaz TTF ont poursuivi la tendance à la hausse observée la semaine précédente et ont atteint des valeurs supérieures à 40 €/MWh, ce qui ne s’était pas produit depuis le début du mois de décembre 2023. Cependant, la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont résisté à la hausse des prix du gaz, atteignant des prix inférieurs à ceux de la semaine précédente grâce à une baisse de la demande et à une augmentation de la production renouvelable dans certains cas. En France, l’énergie photovoltaïque a battu le record historique de production journalière et l’Allemagne et l’Italie ont enregistré la production photovoltaïque la plus élevée pour un mois d’août.
Production solaire photovoltaïque et solaire thermique et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 5 août, la production solaire a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Le marché portugais a enregistré la plus forte augmentation (5,6 %), après la baisse de la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus faible augmentation, pour la deuxième semaine consécutive, cette fois de 1,2 %. L’exception à la tendance à la hausse est le marché allemand, où la production solaire a baissé de 0,9 %.
Sur le marché français, où l’augmentation d’une semaine sur l’autre a été de 1,6 %, le record historique de production solaire photovoltaïque journalière a été battu le 5 août, avec 129 GWh générés. Sur le marché allemand, malgré une baisse d’une semaine sur l’autre, la production solaire journalière la plus élevée pour le mois d’août a été enregistrée le 6 août, avec 386 GWh générés. De même, le 9 août, le marché italien a enregistré la production solaire journalière la plus élevée du mois d’août, avec 126 GWh générés.
IDans la semaine du 12 août, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production solaire augmentera en Allemagne et diminuera en Italie et en Espagne.
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.Contrairement à l’évolution de la production d’énergie solaire au cours de la semaine du 5 août, la production d’énergie éolienne a diminué sur les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Les baisses vont de 4,5 % sur le marché français à 47 % en Italie. Une fois de plus, le marché allemand fait figure d’exception, avec une augmentation de 82 % de la production d’énergie éolienne, inversant la tendance à la baisse des quatre semaines précédentes.
Au cours de la semaine du 12 août, selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la tendance à la baisse s’inversera et la production d’énergie éolienne augmentera en France, en Allemagne, en Italie et dans la péninsule ibérique.
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 5 août, la demande d’électricité a diminué sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte baisse (12 %), tandis que le marché néerlandais a enregistré la plus faible baisse (1,4 %). Sur ces deux marchés, la tendance à la baisse s’est poursuivie pour la troisième et la cinquième semaine consécutive, respectivement. En revanche, la demande a augmenté sur les marchés belge et allemand, de 2,1% et 0,1% chacun. Sur ces marchés, la tendance à la hausse s’est poursuivie pour la deuxième semaine consécutive.
Au cours de la deuxième semaine d’août, les températures moyennes ont été inférieures à celles de la semaine précédente sur la plupart des marchés analysés. Les baisses varient de 0,1°C en Espagne à 1,3°C en Grande-Bretagne. Cependant, l’Allemagne et les Pays-Bas ont enregistré des températures moyennes supérieures de 0,1°C et 0,4°C respectivement à celles de la semaine précédente, tandis qu’au Portugal, elles étaient similaires à celles de la première semaine d’août.
Pour la semaine du 12 août, selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, la tendance à la baisse se poursuivra sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité. La demande diminuera en Belgique, en Espagne, en France, en Allemagne, en Italie et au Portugal, et devrait augmenter aux Pays-Bas et en Grande-Bretagne.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid and ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au cours de la semaine du 5 août, les prix moyens hebdomadaires sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont été inférieurs à ceux de la semaine précédente. Le marché EPEX SPOT en France est celui qui a connu la plus forte variation de prix, avec une baisse de 43 %. Sur ce marché, les prix quotidiens ont baissé chaque jour de la semaine, passant de 46,52 €/MWh le lundi 5 août à 12,79 €/MWh le dimanche 11 août. Les deuxième et troisième marchés ayant enregistré les plus fortes baisses sont le marché britannique N2EX et le marché nordique Nord Pool, avec des baisses respectives de 31 % et 29 %. Sur les autres principaux marchés européens de l’électricité où les prix ont baissé, les baisses allaient de 1,6 % sur le marché espagnol MIBEL à 16 % sur le marché belge EPEX SPOT.
Le marché italien IPEX a été le seul des principaux marchés européens où les prix ont augmenté par rapport à la semaine du 29 juillet, avec une hausse de 7,1 %. Ce marché a enregistré le prix moyen hebdomadaire le plus élevé, soit 128,70 €/MWh. En outre, il a de nouveau enregistré les deux prix journaliers les plus élevés jusqu’à présent en 2024, le 12 août, à 136,28 €/MWh, et le jeudi 8 août, à 133,75 €/MWh.
Sur les autres principaux marchés européens de l’électricité, les prix hebdomadaires ont varié de 17,22 €/MWh sur le marché nordique à 93,85 €/MWh sur le marché portugais.
Au cours de la deuxième semaine d’août, la plupart des marchés ont enregistré des heures de prix négatifs entre le vendredi 9 et le dimanche 11 août, ainsi que les marchés belge et néerlandais le 7 août. Le prix le plus bas de la semaine, soit -59,97 €/MWh, a été enregistré par le marché néerlandais le 11 août entre 13h00 et 14h00. Aucun prix négatif n’a été enregistré sur le marché italien au cours de la semaine du 5 août, tandis que le marché ibérique a enregistré des prix de 0 €/MWh entre 10h00 et 17h00 le 11 août.
La baisse de la demande sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, ainsi que l’augmentation de la production d’énergie éolienne en Allemagne et de la production solaire dans la péninsule ibérique et en France, ont contribué à faire baisser les prix sur la plupart des marchés, malgré l’augmentation des prix du gaz au cours de la semaine. Toutefois, sur le marché italien, la hausse des prix du gaz et la baisse de la production d’énergie éolienne ont fait grimper les prix, malgré une baisse de la demande et un léger rebond de la production d’énergie solaire.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, dans la semaine du 12 août, les prix hebdomadaires seront inférieurs à ceux de la deuxième semaine d’août sur les marchés de la péninsule ibérique, de l’Allemagne et de l’Italie, favorisés par une baisse de la demande et une augmentation de la production d’énergie éolienne sur ces marchés, ainsi qu’une augmentation de la production solaire en Allemagne. En revanche, sur les marchés de la France, de la Belgique, du Royaume-Uni et des Pays-Bas, les prix devraient augmenter, favorisés par des températures plus chaudes et une demande plus forte dans le cas des marchés du Royaume-Uni et des Pays-Bas.
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 semaine du 5 août, les prix à terme du pétrole brut Brent pour le Front-Month sur le marché ICE sont restés stables par rapport à la semaine précédente. Le lundi 5 août, ils ont poursuivi la tendance à la baisse des derniers jours et ont enregistré le prix de clôture le plus bas de la semaine, à 76,30 dollars le baril. Il s’agit du prix de clôture le plus bas depuis le 8 janvier de cette année. À partir du mardi 6 août, les prix se sont redressés pendant quatre jours consécutifs pour atteindre leur plus haut niveau hebdomadaire de 79,66 $/b le vendredi 9 août. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est supérieur de 3,7 % à celui du vendredi précédent. La moyenne hebdomadaire est toutefois inférieure de 1,4 % à celle de la semaine précédente.
Le premier jour de la deuxième semaine d’août, les prix du pétrole Brent ont poursuivi la tendance à la baisse qu’ils avaient amorcée la semaine précédente en raison des craintes d’une récession aux États-Unis et d’une baisse de la demande de pétrole brut de la part de la Chine. Toutefois, les craintes d’une escalade du conflit en Afrique du Nord et au Moyen-Orient, une chute de 20 % de la production du plus grand gisement pétrolier de Libye, Sharara, et les récentes données sur les demandes d’emploi aux États-Unis indiquant que l’économie américaine continue de croître, ont renforcé les craintes de pénurie d’approvisionnement et poussé les prix à terme du pétrole Brent à la hausse à la fin de la semaine.
Sur le marché ICE, les contrats à terme de gaz TTF du premier mois de la deuxième semaine d’août ont maintenu la tendance à la hausse qu’ils avaient connue la semaine précédente, avec une augmentation notable des prix. La moyenne hebdomadaire des prix de clôture a augmenté de 7,1 % par rapport à la semaine précédente. Le prix de clôture le plus bas de la semaine, 35,50 €/MWh, a été enregistré le lundi 5 août. Par la suite, les prix ont continué à augmenter chaque jour, atteignant un prix de clôture de 40,40 €/MWh le vendredi 9 août, le plus élevé de la semaine et 10% de plus que le vendredi de la semaine précédente. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit du prix de clôture le plus élevé enregistré depuis le 2 décembre 2023.
L’intensification des combats entre l’Ukraine et la Russie ces derniers jours, à proximité des installations ukrainiennes de stockage et d’approvisionnement en gaz et des gazoducs russes, a suscité des inquiétudes quant à d’éventuelles réductions et coupures de l’approvisionnement en gaz de l’Europe via cette région. En outre, les exportations de gaz norvégien proches de leur pleine capacité et les faibles niveaux d’importation de GNL dans les terminaux d’importation européens ont contribué à cette augmentation des prix du gaz.
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, ils ont augmenté dans presque toutes les sessions au cours de la deuxième semaine d’août. La moyenne hebdomadaire des prix de clôture a augmenté de 0,6 % par rapport à la semaine du 29 juillet. Le lundi 5 août, le prix de clôture de 68,73 €/t était le plus bas de la semaine, inférieur de 2,6 % à celui de la dernière séance de la semaine précédente. Les jours suivants, les prix ont continué à augmenter jusqu’au jeudi 8 août, où le prix de clôture était de 71,06 €/t. Bien que ces prix aient initialement suivi les prix du gaz, le vendredi 9 août, le prix de clôture est tombé à 70,14 €/t, soit 0,6 % de moins que le vendredi de la semaine précédente.
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 du stockage de l’énergie
AleaSoft Energy Forecasting et AleaGreen prévoient les prix du marché à court, moyen et long terme pour 28 marchés européens de l’électricité : Allemagne, Autriche, Belgique, France, Pays-Bas, Suisse (EPEX SPOT), Bulgarie (IBEX), République tchèque (OTE), Croatie (CROPEX), Danemark, Estonie, Finlande, Lettonie, Lituanie, Norvège, Suède (Nord Pool), Slovaquie (OKTE), Slovénie (BSP Southpool), Espagne, Portugal (MIBEL), Grèce (HEnEX), Hongrie (HUPX), Irlande (SEM), Italie (IPEX), Pologne (POLPX), Royaume-Uni (N2EX), Roumanie (OPCOM) et Serbie (SEEPEX).
Ils calculent également les revenus des batteries et des systèmes hybrides renouvelables/batteries à l’aide de leur système de simulation des courbes de prix horaires.
Ces prévisions, qui reposent sur une méthodologie scientifique basée sur l’intelligence artificielle, les séries chronologiques et les modèles statistiques, feront l’objet d’une promotion au mois d’août.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.