Le march\u00e9 espagnol a battu le record historique de production solaire photovolta\u00efque le 3 juillet, avec 202 GWh. Au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet, les march\u00e9s portugais, fran\u00e7ais et italien ont enregistr\u00e9 la production solaire journali\u00e8re la plus \u00e9lev\u00e9e du mois de juillet. Le march\u00e9 portugais a atteint 21 GWh le 2 juillet, tandis qu’en France et en Italie, les records ont \u00e9t\u00e9 \u00e9tablis le vendredi 5 juillet, avec 115 GWh et 128 GWh, respectivement.<\/p>\n
Pour la deuxi\u00e8me semaine de juillet, selon les pr\u00e9visions de production solaire<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la production devrait augmenter sur les march\u00e9s allemand et italien par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente, tandis qu’elle devrait diminuer sur le march\u00e9 espagnol.<\/p>\n Au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/strong> a augment\u00e9 sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 allemand a connu la plus forte augmentation (120 %), suivi par le march\u00e9 fran\u00e7ais (74 %) et le march\u00e9 portugais (46 %). Le march\u00e9 espagnol a enregistr\u00e9 une hausse de 16 %, tandis que le march\u00e9 italien a connu la croissance la plus faible (8,3 %). Sur les march\u00e9s allemand, espagnol et italien, il s’agit de la deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive d’augmentation de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne.<\/p>\n Selon les pr\u00e9visions de production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, au cours de la semaine du 8 juillet, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne diminuera sur l’ensemble des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s.<\/p>\n Au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> a connu des variations contrast\u00e9es par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. Sur les march\u00e9s n\u00e9erlandais, portugais et espagnol, la demande a augment\u00e9. Le march\u00e9 n\u00e9erlandais a connu la plus forte augmentation (9,9 %). Au Portugal et en Espagne, o\u00f9 la demande a augment\u00e9 pour la troisi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive, les hausses ont \u00e9t\u00e9 respectivement de 3,4 % et de 2,1 %, co\u00efncidant avec la reprise de la demande apr\u00e8s le jour f\u00e9ri\u00e9 du 24 juin, la f\u00eate de la Saint-Jean, c\u00e9l\u00e9br\u00e9e dans certaines r\u00e9gions des deux pays. Sur le march\u00e9 britannique, la demande est rest\u00e9e similaire \u00e0 celle enregistr\u00e9e au cours de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. En revanche, sur les march\u00e9s belge, fran\u00e7ais, italien et allemand, la demande a diminu\u00e9. Dans ce cas, le march\u00e9 belge a connu la plus forte baisse (4,5 %), suivi du march\u00e9 fran\u00e7ais (2,2 %) et du march\u00e9 italien (1,5 %). La plus faible baisse de la demande a \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9e sur le march\u00e9 allemand (0,3 %).<\/p>\n Au cours de la semaine, les temp\u00e9ratures moyennes<\/strong> ont diminu\u00e9 sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s par rapport \u00e0 la derni\u00e8re semaine de juin. Sur les march\u00e9s belge, n\u00e9erlandais et allemand, les baisses ont \u00e9t\u00e9 comprises entre 4,1 \u00b0C en Belgique et 4,6 \u00b0C en Allemagne. En France et en Grande-Bretagne, les baisses ont \u00e9t\u00e9 respectivement de 3,3 \u00b0C et 3,1 \u00b0C, tandis que l’Italie a connu la plus faible baisse, de 0,2 \u00b0C. En revanche, la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique a fait figure d’exception, avec une hausse des temp\u00e9ratures moyennes de 0,5 \u00b0C en Espagne et de 0,2 \u00b0C au Portugal.<\/p>\n Au cours de la semaine du 8 juillet, selon les pr\u00e9visions de demande<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 devrait augmenter par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente sur les march\u00e9s de l’Italie, de l’Espagne, de la France et de la Grande-Bretagne. En revanche, elle devrait diminuer sur les march\u00e9s de la Belgique, de l’Allemagne, du Portugal et des Pays-Bas.<\/p>\n Au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet, les prix sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont baiss\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 italien IPEX<\/strong> a fait exception, avec une augmentation de 3,5 %. Le march\u00e9 allemand <\/strong> a enregistr\u00e9 la plus forte baisse de prix (61 %). Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les prix ont baiss\u00e9 de 20 % sur le march\u00e9 nordique Nord Pool<\/strong> et de 41 % sur le march\u00e9 belge .<\/p>\n Au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet, les moyennes hebdomadaires \u00e9taient inf\u00e9rieures \u00e0 60 \u20ac\/MWh sur la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s. Le march\u00e9 britannique N2EX<\/strong> et le march\u00e9 italien ont fait exception, avec des moyennes respectives de 66,68 \u20ac\/MWh et 105,50 \u20ac\/MWh. Par ailleurs, le march\u00e9 nordique et le march\u00e9 fran\u00e7ais ont enregistr\u00e9 les moyennes hebdomadaires les plus basses, \u00e0 savoir 21,59 \u20ac\/MWh et 26,82 \u20ac\/MWh, respectivement. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s, les prix variaient de 35,35 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 belge \u00e0 56,16 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 portugais MIBEL<\/strong>.<\/p>\n En termes de prix horaires, la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens analys\u00e9s ont enregistr\u00e9 des prix n\u00e9gatifs le samedi 6 juillet. L’exception est le march\u00e9 italien, qui n’a pas enregistr\u00e9 de prix n\u00e9gatifs au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet. Le march\u00e9 britannique a \u00e9galement enregistr\u00e9 des prix n\u00e9gatifs le 4 juillet et le march\u00e9 portugais le 7 juillet. Les autres march\u00e9s analys\u00e9s ont enregistr\u00e9 des prix n\u00e9gatifs au cours de ces deux journ\u00e9es. Les march\u00e9s allemand, belge et n\u00e9erlandais ont \u00e9galement enregistr\u00e9 des prix horaires n\u00e9gatifs le 5 juillet. Le march\u00e9 n\u00e9erlandais a enregistr\u00e9 le prix horaire le plus bas de la premi\u00e8re semaine de juillet, -149,00 \u20ac\/MWh, le jeudi 4 juillet de 14h00 \u00e0 15h00. En revanche, le samedi 6 juillet, de 15h00 \u00e0 16h00, le march\u00e9 belge a atteint un prix horaire de -140,00 \u20ac\/MWh, le plus bas sur ce march\u00e9 depuis juillet 2019.<\/p>\n Au cours de la semaine du 1er juillet, la baisse du prix moyen hebdomadaire du gaz et l’augmentation de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne ont exerc\u00e9 une influence \u00e0 la baisse sur les prix des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. En outre, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 a diminu\u00e9 sur certains march\u00e9s. L’augmentation de la production solaire dans la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique a \u00e9galement contribu\u00e9 \u00e0 la baisse des prix sur le march\u00e9 MIBEL.<\/p>\n Les pr\u00e9visions de prix<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indiquent qu’au cours de la deuxi\u00e8me semaine de juillet, les prix augmenteront sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9, sous l’influence de la baisse de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne et de l’augmentation de la demande sur certains march\u00e9s.<\/p>\n Les contrats \u00e0 terme du p\u00e9trole brut Brent<\/strong> pour le premier mois sur le march\u00e9 ICE<\/strong> ont commenc\u00e9 la premi\u00e8re semaine de juillet par des hausses de prix. Cependant, le mardi 2 juillet, ils ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas \u00e0 86,24 $\/bbl. Mercredi et jeudi, les prix ont de nouveau augment\u00e9. Ainsi, le jeudi 4 juillet, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 savoir 87,43 $\/baril. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix est le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 1er mai. Apr\u00e8s une baisse de 1,0 % par rapport \u00e0 la veille, le vendredi 5 juillet, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 86,54 $\/b, soit 0,2 % de plus que le vendredi pr\u00e9c\u00e9dent. Le prix de cl\u00f4ture moyen hebdomadaire \u00e9tait sup\u00e9rieur de 1,2 % \u00e0 celui de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n Au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet, les attentes d’une augmentation de la demande li\u00e9e aux voyages d’\u00e9t\u00e9, les r\u00e9ductions de l’OPEP+ et les craintes des effets de la saison des ouragans sur l’offre ont exerc\u00e9 une influence \u00e0 la hausse sur les prix \u00e0 terme du p\u00e9trole Brent. Toutefois, les inqui\u00e9tudes concernant l’\u00e9volution de la situation \u00e9conomique demeurent.<\/p>\n Quant aux prix de cl\u00f4ture des contrats \u00e0 terme sur le gaz TTF<\/strong> sur le march\u00e9 ICE Front-Month, ils sont rest\u00e9s inf\u00e9rieurs \u00e0 34 \u20ac\/MWh au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet. La moyenne hebdomadaire \u00e9tait inf\u00e9rieure de 3,3 % \u00e0 celle de la derni\u00e8re semaine de juin. Le mardi 2 juillet, ces contrats \u00e0 terme ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 savoir 33,68 \u20ac\/MWh. Le mercredi 3 juillet, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 32,69 \u20ac\/MWh, soit une baisse de 3,0 % par rapport \u00e0 la veille. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, il s’agit du prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas et le plus bas depuis le 21 mai. Si les prix ont augment\u00e9 le jeudi, ils ont de nouveau baiss\u00e9 le vendredi. Le vendredi 5 juillet, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 33,07 \u20ac\/MWh, soit 4,1 % de moins que le vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n Le niveau \u00e9lev\u00e9 des stocks europ\u00e9ens et les conditions m\u00e9t\u00e9orologiques ont contribu\u00e9 \u00e0 la baisse des prix \u00e0 terme du gaz TTF au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet. Toutefois, l’approvisionnement en gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9 suscite des inqui\u00e9tudes en raison des ouragans qui frapperont les Am\u00e9riques au cours des prochains mois et de la demande accrue de climatisation sur les march\u00e9s asiatiques.<\/p>\n Quant aux contrats \u00e0 terme sur le CO2<\/sub><\/strong> sur le march\u00e9 EEX<\/strong> pour le contrat de r\u00e9f\u00e9rence de d\u00e9cembre 2024, ils ont augment\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le lundi 1er juillet, ils ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas, \u00e0 savoir 68,05 \u20ac\/t. Les prix ont continu\u00e9 \u00e0 augmenter jusqu’au mercredi 3 juillet. Les prix ont continu\u00e9 \u00e0 augmenter jusqu’au mercredi 3 juillet. Ce jour-l\u00e0, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, soit 70,76 \u20ac\/t. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix est le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 11 juin. Lors des derni\u00e8res s\u00e9ances de la semaine, les prix de cl\u00f4ture sont rest\u00e9s sup\u00e9rieurs \u00e0 70 \u20ac\/t. Le vendredi 5 juillet, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 70,36 \u20ac\/t, soit 4,3 % de plus que le vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n Le 46\u00e8me webinaire<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> et de la s\u00e9rie de webinaires mensuels<\/a> d’AleaGreen<\/strong> aura lieu jeudi prochain, 11 juillet. Ce webinaire analysera l’\u00e9volution et les perspectives des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9nergie, la cannibalisation<\/strong> des prix, les prix bas, le ciblage des technologies renouvelables, les perspectives pour le PV<\/strong>, les batteries<\/strong> et l’hybridation<\/strong>, ainsi que les PPA<\/strong> du point de vue des grands consommateurs<\/strong> et des consommateurs intensifs<\/strong> en \u00e9nergie. Le webinaire comprendra \u00e9galement une explication des nouvelles divisions d’AleaSoft pour stimuler les \u00e9nergies renouvelables<\/strong> et la transition \u00e9nerg\u00e9tique<\/strong>. \u00c0 cette occasion, des intervenants de l’AEGE<\/strong>, Banco Sabadell<\/strong>, Axpo Iberia<\/strong> et CESCE<\/strong> participeront \u00e0 la table d’analyse du webinaire.<\/p>\n Source: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n
<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.<\/span><\/div>
<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n
<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.<\/span><\/div>\n
<\/a>\nDemande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n
<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid et ELIA.<\/span><\/div>\nMarch\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n
<\/a><\/div>\n
<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de OMIE, , Nord Pool et GME.<\/span><\/div>\nBrent, carburants et CO2<\/sub><\/h2>\n
<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ICE et EEX.<\/span><\/div>\nAnalyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9nergie, des PPA et de la transition \u00e9nerg\u00e9tique<\/h2>\n