{"id":147101,"date":"2024-07-03T09:37:20","date_gmt":"2024-07-03T07:37:20","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=147101"},"modified":"2024-08-03T04:52:32","modified_gmt":"2024-08-03T02:52:32","slug":"analyse-premier-semestre-lannee-2024-prix-marche-europeen-lelectricite-baisse-premier-semestre-alors-energies-renouvelables-atteint-records-historiques","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/analyse-premier-semestre-lannee-2024-prix-marche-europeen-lelectricite-baisse-premier-semestre-alors-energies-renouvelables-atteint-records-historiques\/","title":{"rendered":"
Analyse du premier semestre de l’ann\u00e9e 2024<\/div>Les prix du march\u00e9 europ\u00e9en de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont baiss\u00e9 au premier semestre, alors que les \u00e9nergies renouvelables ont atteint des records historiques"},"content":{"rendered":"\n

AleaSoft Energy Forecasting, 2 juillet 2024. Au premier semestre 2024, les prix ont baiss\u00e9 par rapport au semestre pr\u00e9c\u00e9dent sur la plupart des grands march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. D’une ann\u00e9e sur l’autre, la baisse a \u00e9t\u00e9 g\u00e9n\u00e9ralis\u00e9e. Le march\u00e9 espagnol a enregistr\u00e9 le prix le plus bas au cours de cette p\u00e9riode. Sur presque tous les march\u00e9s, le prix moyen des six premiers mois de 2024 a \u00e9t\u00e9 le plus bas depuis le premier ou le deuxi\u00e8me semestre 2021. La production photovolta\u00efque semestrielle a \u00e9t\u00e9 la plus \u00e9lev\u00e9e jamais enregistr\u00e9e sur tous les march\u00e9s, une \u00e9tape \u00e9galement atteinte par l’\u00e9olien dans certains cas. La demande d’\u00e9lectricit\u00e9 a augment\u00e9 en glissement annuel sur la plupart des march\u00e9s, tandis que les prix du gaz et du CO2<\/sub> ont baiss\u00e9.<\/strong><\/p>

Production d’\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque, thermo\u00e9lectrique et \u00e9olienne<\/h2>
IAu cours du premier semestre 2024, la production d’\u00e9nergie solaire <\/strong>a augment\u00e9 par rapport \u00e0 la m\u00eame p\u00e9riode de l’ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente sur tous les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens. Le march\u00e9 portugais a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation, soit 24 %, suivi par le march\u00e9 italien, avec 15 %. En Espagne, o\u00f9 l’\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque<\/strong> et l’\u00e9nergie solaire thermo\u00e9lectrique<\/strong> sont incluses, et en Allemagne, l’augmentation a \u00e9t\u00e9 de 13 % pour les deux march\u00e9s, tandis que le march\u00e9 fran\u00e7ais a enregistr\u00e9 la plus faible variation, avec une augmentation de 5,3 %.

Par rapport au second semestre 2023, la production solaire du premier semestre 2024 a \u00e9galement augment\u00e9 sur tous les march\u00e9s analys\u00e9s. Les plus fortes augmentations ont \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9es en Allemagne avec 24 % et au Portugal avec 22 %. L’Italie et l’Espagne ont connu des augmentations de 13 % et 10 %, respectivement. De m\u00eame, le march\u00e9 fran\u00e7ais a connu la plus faible augmentation, soit 2,4 %.

En outre, sur tous les march\u00e9s analys\u00e9s, la production semestrielle d’\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque<\/strong> a \u00e9t\u00e9 la plus \u00e9lev\u00e9e jamais enregistr\u00e9e. En Allemagne, 32 713 GWh ont \u00e9t\u00e9 produits avec cette technologie, en Espagne 21 067 GWh, en Italie 13 909 GWh, en France 11 340 GWh et au Portugal 2198 GWh.

D’autre part, selon les donn\u00e9es de Red El\u00e9ctrica, en juin 2024, la capacit\u00e9 solaire photovolta\u00efque en Espagne continentale s’\u00e9levait \u00e0 1140 MW de plus que la capacit\u00e9 install\u00e9e \u00e0 la fin de 2023. Au cours de la m\u00eame p\u00e9riode, l’augmentation de la capacit\u00e9 solaire PV au Portugal par rapport \u00e0 la capacit\u00e9 install\u00e9e fin d\u00e9cembre 2023 \u00e9tait de 502 MW.

AleaSoft - Monthly solar photovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div>
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div>

La production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/strong> a augment\u00e9 sur la plupart des grands march\u00e9s europ\u00e9ens au premier semestre 2024 par rapport au premier semestre 2023. L’exception est le march\u00e9 espagnol, o\u00f9 la production avec cette technologie a \u00e9t\u00e9 inf\u00e9rieure de 0,3 % au cours de cette p\u00e9riode. Sur les autres march\u00e9s, la variation la plus importante a \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9e sur le march\u00e9 portugais, avec une augmentation de 16 %, suivie par l’augmentation de 11 % sur le march\u00e9 italien. En France et en Allemagne, les augmentations ont \u00e9t\u00e9 respectivement de 7,3 % et de 7,1 %.

Par rapport au dernier semestre 2023, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne du premier semestre 2024 a \u00e9galement augment\u00e9 dans la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, \u00e0 l’exception du march\u00e9 fran\u00e7ais, o\u00f9 elle a diminu\u00e9 de 1,8 %. La plus forte augmentation de 7,0 % a \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9e au Portugal, suivie par des hausses de 6,5 % et 4,8 % sur les march\u00e9s espagnol et italien, respectivement. En revanche, le march\u00e9 allemand a connu la plus faible augmentation 0,1 %.

La production d’\u00e9nergie \u00e9olienne au cours du premier semestre 2024 a \u00e9t\u00e9 la plus \u00e9lev\u00e9e de tous les semestres de l’histoire sur les march\u00e9s allemand, italien et portugais, avec une production de 73 788 GWh, 12 616 GWh et 7286 GWh, respectivement. Sur les march\u00e9s espagnol et fran\u00e7ais, elle a \u00e9t\u00e9 la deuxi\u00e8me plus \u00e9lev\u00e9e dans chaque cas, avec des valeurs de 31 574 GWh en Espagne et de 24 550 GWh en France.

De m\u00eame, selon les donn\u00e9es de Red El\u00e9ctrica, jusqu’en juin 2024, la capacit\u00e9 \u00e9olienne en Espagne continentale a augment\u00e9 de 379 MW par rapport \u00e0 la capacit\u00e9 install\u00e9e \u00e0 la fin de 2023. Dans le cas du Portugal, l’augmentation a \u00e9t\u00e9 de 6 MW au cours de la m\u00eame p\u00e9riode.

AleaSoft - Monthly wind energy production electricity Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div>
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Demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>
Au cours du premier semestre 2024, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> a enregistr\u00e9 des augmentations d’une ann\u00e9e sur l’autre dans la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens. L’augmentation la plus importante, 2,1 %, a \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9e sur le march\u00e9 belge, suivi par le march\u00e9 portugais, 1,9 %, et le march\u00e9 n\u00e9erlandais, 1,2 %. Les march\u00e9s italien et espagnol ont enregistr\u00e9 la m\u00eame augmentation de 0,7 %, tandis que le march\u00e9 britannique a connu la plus faible augmentation (0,2 %). En revanche, les march\u00e9s fran\u00e7ais et allemand ont enregistr\u00e9 des baisses respectives de 0,4 % et 1,7 %.

Par rapport au semestre pr\u00e9c\u00e9dent, les march\u00e9s allemand, britannique, belge et fran\u00e7ais ont enregistr\u00e9 des augmentations de la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 comprises entre 0,2 % pour le march\u00e9 allemand et 7,0 % pour le march\u00e9 fran\u00e7ais. En revanche, les march\u00e9s du Portugal, de l’Espagne, de l’Italie et des Pays-Bas ont connu des baisses allant de 0,2 % \u00e0 7,9 %.

Les temp\u00e9ratures moyennes<\/strong> ont augment\u00e9 d’une ann\u00e9e sur l’autre au cours du premier semestre dans la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s. Les augmentations vont de 0,1 \u00b0C en Grande-Bretagne et en Espagne \u00e0 1,3 \u00b0C en Allemagne. En revanche, les temp\u00e9ratures au Portugal et en France ont \u00e9t\u00e9 inf\u00e9rieures de 0,1 \u00b0C \u00e0 celles du premier semestre 2023.

Par rapport au second semestre 2023, les temp\u00e9ratures moyennes ont baiss\u00e9 sur tous les march\u00e9s, avec des diminutions allant de 3,0 \u00b0C en Allemagne \u00e0 4,9 \u00b0C en Italie.

AleaSoft - Monthly electricity demand Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid et ELIA.<\/span><\/div>

March\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>
Au premier semestre 2024, le prix moyen semestriel est rest\u00e9 inf\u00e9rieur \u00e0 70 \u20ac\/MWh sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. Les exceptions ont \u00e9t\u00e9 le march\u00e9 britannique N2EX<\/strong> et le march\u00e9 italien IPEX<\/strong>, avec des moyennes respectives de 76,22 \u20ac\/MWh et 93,46 \u20ac\/MWh. En revanche, le march\u00e9 espagnol MIBEL<\/strong> a enregistr\u00e9 le prix semestriel le plus bas, \u00e0 savoir 39,13 \u20ac\/MWh. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les moyennes s’\u00e9chelonnent de 39,25 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 MIBEL du Portugal \u00e0 69,97 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 <\/strong> de l’Allemagne.

Par rapport au semestre pr\u00e9c\u00e9dent, les prix moyens du premier semestre 2024 ont baiss\u00e9 sur presque tous les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. L’exception est le march\u00e9 nordique Nord Pool,<\/strong> avec une augmentation de 9,7 %. En revanche, les march\u00e9s fran\u00e7ais, espagnol et portugais ont enregistr\u00e9 les plus fortes baisses, respectivement de 44 %, 54 % et 55 %. Les autres march\u00e9s analys\u00e9s ont enregistr\u00e9 des baisses de prix allant de 18 % sur le march\u00e9 britannique \u00e0 28 % sur le march\u00e9 belge.

Si l’on compare les prix moyens du premier semestre 2024 \u00e0 ceux enregistr\u00e9s au cours du m\u00eame semestre 2023, on constate que les prix ont baiss\u00e9 sur tous les march\u00e9s analys\u00e9s. Les march\u00e9s ib\u00e9rique et fran\u00e7ais ont connu les baisses les plus importantes, respectivement de 56 % et 58 %. En revanche, le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la plus faible baisse (31 %). Sur les autres march\u00e9s, les baisses de prix allaient de 33 % sur le march\u00e9 allemand \u00e0 45 % sur le march\u00e9 belge.

Ces baisses de prix ont eu pour cons\u00e9quence que le prix du premier semestre 2024 a \u00e9t\u00e9 le plus bas depuis le premier semestre 2021 sur les march\u00e9s du Royaume-Uni, de l’Espagne, de la France et du Portugal. Sur les march\u00e9s allemand, belge, italien et n\u00e9erlandais, le prix semestriel moyen a \u00e9t\u00e9 le plus bas depuis le second semestre 2021.

Au premier semestre 2024, la baisse du prix moyen du gaz et des quotas d’\u00e9mission de CO2<\/sub> par rapport au semestre pr\u00e9c\u00e9dent, l’augmentation g\u00e9n\u00e9rale de la production solaire et l’augmentation de la production \u00e9olienne sur presque tous les march\u00e9s ont entra\u00een\u00e9 une baisse des prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 cette p\u00e9riode.

Par rapport au premier semestre 2023, la baisse des prix moyens du gaz et des quotas d’\u00e9mission de CO2<\/sub>, l’augmentation de la production solaire et de la production \u00e9olienne sur la quasi-totalit\u00e9 des march\u00e9s analys\u00e9s ont \u00e9galement contribu\u00e9 \u00e0 la baisse en glissement annuel des prix du march\u00e9 europ\u00e9en de l’\u00e9lectricit\u00e9, malgr\u00e9 une augmentation de la demande dans la plupart d’entre eux.
AleaSoft - Monthly electricity market prices Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de OMIE, , Nord Pool et GME.<\/span><\/div>

Brent, carburants et CO2<\/sub><\/h2>
Les contrats \u00e0 terme sur le p\u00e9trole brut Brent<\/strong> pour le Front-Month sur le march\u00e9 ICE<\/strong> ont enregistr\u00e9 un prix moyen semestriel de 83,42 $\/b pour le premier semestre 2024. Ce prix \u00e9tait inf\u00e9rieur de 1,2 % au prix pr\u00e9c\u00e9dent de 84,40 $\/b pour les contrats \u00e0 terme du premier mois. D’autre part, il \u00e9tait 4,3 % plus \u00e9lev\u00e9 que le prix correspondant des contrats \u00e0 terme du premier mois n\u00e9goci\u00e9s au cours du premier semestre 2023, qui \u00e9tait de 79,97 dollars le baril.

Au cours du premier semestre 2024, les inqui\u00e9tudes concernant les d\u00e9veloppements \u00e9conomiques et leur impact sur la demande mondiale ont entra\u00een\u00e9 une baisse des prix par rapport au semestre pr\u00e9c\u00e9dent. Les niveaux d’inflation et les attentes de p\u00e9riodes plus longues de taux d’int\u00e9r\u00eat \u00e9lev\u00e9s aux \u00c9tats-Unis ont contribu\u00e9 \u00e0 cette inqui\u00e9tude. Toutefois, l’instabilit\u00e9 au Moyen-Orient et le conflit entre la Russie et l’Ukraine, ainsi que les r\u00e9ductions de production de l’OPEP+, ont exerc\u00e9 une influence \u00e0 la hausse sur les prix, contribuant \u00e0 leur augmentation d’une ann\u00e9e sur l’autre. En outre, en mai, les incendies de for\u00eat au Canada ont suscit\u00e9 des inqui\u00e9tudes quant \u00e0 l’approvisionnement du pays. En juin, les pr\u00e9visions d’une augmentation de la demande en raison des vacances d’\u00e9t\u00e9 ont \u00e9galement exerc\u00e9 une influence \u00e0 la hausse sur les prix \u00e0 terme.

En ce qui concerne les contrats \u00e0 terme sur le gaz TTF<\/strong> sur le march\u00e9 ICE pour le Front-Month, le prix moyen enregistr\u00e9 au cours du premier semestre 2024 \u00e9tait de 29,70 \u20ac\/MWh. Par rapport au prix des contrats \u00e0 terme du premier mois n\u00e9goci\u00e9s au cours du semestre pr\u00e9c\u00e9dent, soit 38,45 \u20ac\/MWh, la moyenne a baiss\u00e9 de 23 %. Par rapport aux contrats \u00e0 terme du premier mois n\u00e9goci\u00e9s au cours du m\u00eame semestre de 2023, o\u00f9 le prix moyen \u00e9tait de 44,34 \u20ac\/MWh, il y a eu une baisse de 33 %.

Au premier semestre 2024, malgr\u00e9 les inqui\u00e9tudes concernant l’offre dues \u00e0 l’instabilit\u00e9 au Moyen-Orient, \u00e0 la baisse des flux de gaz en provenance de Norv\u00e8ge et aux probl\u00e8mes rencontr\u00e9s par les usines d’exportation de gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9 aux \u00c9tats-Unis et en Australie, les niveaux \u00e9lev\u00e9s des r\u00e9serves europ\u00e9ennes ont entra\u00een\u00e9 une baisse des prix \u00e0 terme du gaz TTF par rapport \u00e0 ceux des premier et deuxi\u00e8me semestres 2023. Toutefois, au second semestre 2024, la demande accrue de gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9 sur les march\u00e9s asiatiques a entra\u00een\u00e9 une baisse de l’offre en Europe. En outre, la crainte d’une interruption des livraisons de gaz russe \u00e0 l’Autriche l’\u00e9t\u00e9 prochain a renforc\u00e9 les inqui\u00e9tudes concernant l’approvisionnement pour remplir les r\u00e9serves pour l’hiver \u00e0 venir. Cette situation a contribu\u00e9 \u00e0 une reprise des prix moyens mensuels, bien que la moyenne des six premiers mois de l’ann\u00e9e ait \u00e9t\u00e9 inf\u00e9rieure \u00e0 celle des semestres pr\u00e9c\u00e9dents.

En ce qui concerne les contrats \u00e0 terme sur les quotas d’\u00e9mission de CO2<\/sub><\/strong> sur le march\u00e9 EEX<\/strong> pour le contrat de r\u00e9f\u00e9rence de d\u00e9cembre 2024, ils ont atteint un prix moyen de 65,68 \u20ac\/t au cours du premier semestre 2024. Ce prix est inf\u00e9rieur de 23 % \u00e0 la moyenne du semestre pr\u00e9c\u00e9dent, qui \u00e9tait de 85,11 \u20ac\/t. Par rapport \u00e0 la moyenne du m\u00eame semestre 2023, qui \u00e9tait de 93,53 \u20ac\/t, la moyenne du premier semestre 2024 \u00e9tait inf\u00e9rieure de 30 %.

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ICE et EEX.<\/span><\/div>

Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives du stockage de l’\u00e9nergie<\/h2>
AleaStorage<\/a><\/strong> est la division d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> qui fournit des solutions pour le stockage de l’\u00e9nergie<\/strong> et l’hybridation<\/strong> des technologies renouvelables<\/strong>, telles que l’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/strong> ou l’\u00e9nergie solaire<\/strong>, avec des syst\u00e8mes de stockage, tels que les batteries<\/strong>. Les rapports d’AleaStorage<\/strong> comprennent l’estimation des revenus des batteries et des syst\u00e8mes de stockage, l’optimisation de l’exploitation et le d\u00e9veloppement de strat\u00e9gies pour maximiser les revenus.

Source: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.
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