{"id":147698,"date":"2024-07-22T14:50:48","date_gmt":"2024-07-22T12:50:48","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=147698"},"modified":"2024-07-23T19:25:24","modified_gmt":"2024-07-23T17:25:24","slug":"marches-europeens-enregistrement-rise-prix-photovoltaiques","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/marches-europeens-enregistrement-rise-prix-photovoltaiques\/","title":{"rendered":"Les prix du march\u00e9 europ\u00e9en poursuivent leur tendance \u00e0 la hausse pendant l’\u00e9t\u00e9, alors que l’\u00e9nergie photovolta\u00efque atteint des sommets au Portugal et en France."},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 22 juillet 2024. Au cours de la troisi\u00e8me semaine de juillet, les prix sur la plupart des grands march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont continu\u00e9 \u00e0 augmenter par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Toutefois, gr\u00e2ce aux baisses de prix enregistr\u00e9es pendant le week-end, les hausses de prix hebdomadaires n’ont pas d\u00e9pass\u00e9 10 %. Le Portugal a de nouveau \u00e9tabli un record historique pour la production photovolta\u00efque le 16 juillet, tandis que la France a enregistr\u00e9 la production photovolta\u00efque la plus \u00e9lev\u00e9e pour un mois de juillet le 18 juillet. Le m\u00eame jour, l’Italie a enregistr\u00e9 la plus forte demande d’\u00e9lectricit\u00e9 de 2024 jusqu’\u00e0 pr\u00e9sent.<\/strong><\/p>\n

Production solaire photovolta\u00efque et thermo\u00e9lectrique et production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/h2>\n

Au cours de la semaine du 15 juillet, la production solaire<\/strong> a augment\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente en Allemagne, en France et au Portugal. L’augmentation la plus importante a \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9e sur le march\u00e9 allemand, avec 9,3 %, suivie par des hausses de 5,8 % sur le march\u00e9 fran\u00e7ais et de 2,9 % sur le march\u00e9 portugais. Au Portugal, la production d’\u00e9nergie solaire a augment\u00e9 pour la troisi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive, tandis qu’en Allemagne et en France, il s’agissait de la deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive de hausse. En Espagne, qui comprend le solaire photovolta\u00efque<\/strong> et le solaire thermique<\/strong>, une baisse de 5,2 % a \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9e. En Italie aussi, la production d’\u00e9nergie solaire a baiss\u00e9 par rapport \u00e0 la deuxi\u00e8me semaine de juillet, dans ce cas de 0,9 %.<\/p>\n

Au cours de la troisi\u00e8me semaine de juillet, le march\u00e9 portugais a de nouveau battu le record historique de production solaire photovolta\u00efque le mardi 16 juillet, avec 23 GWh, d\u00e9passant ainsi le record atteint le samedi 13 juillet. D’autre part, le march\u00e9 fran\u00e7ais a enregistr\u00e9 la production solaire journali\u00e8re la plus \u00e9lev\u00e9e pour un mois de juillet le jeudi 18, avec 127 GWh.<\/p>\n

Pour la quatri\u00e8me semaine de juillet, selon les pr\u00e9visions de production solaire<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les march\u00e9s allemand, espagnol et italien conna\u00eetront une augmentation de la production d’\u00e9nergie solaire par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n

AleaSoft - 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, REE 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, REE et TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

Au cours de la troisi\u00e8me semaine de juillet, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/strong> a diminu\u00e9 sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 fran\u00e7ais a \u00e9t\u00e9 le seul \u00e0 enregistrer une augmentation de 31 %, tandis que sur le march\u00e9 espagnol, la production de cette technologie a \u00e9t\u00e9 similaire \u00e0 celle de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. En revanche, le march\u00e9 allemand a connu la plus forte baisse (15 %), suivi par le march\u00e9 italien (14 %). Le march\u00e9 portugais a connu une l\u00e9g\u00e8re baisse de 0,1 %.<\/p>\n

Selon les pr\u00e9visions de production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, au cours de la semaine du 22 juillet, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne augmentera sur les march\u00e9s allemand, espagnol, portugais et italien. En revanche, elle devrait diminuer sur le march\u00e9 fran\u00e7ais.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.<\/span><\/div>\nAbonnement au r\u00e9sum\u00e9 hebdomadaire d<\/a>\n

Demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n

In the third week of July, variations in electricity demand<\/strong> compared to the previous week had a heterogeneous behavior in the main European electricity markets. In the Italian, Spanish and French markets, demand increased. The Italian market registered the largest increase, 7.1%. In Spain, where demand increased for the fifth consecutive week, the rise was 3.4%, while the French market had the smallest increase, 1.6%. On the other hand, in the markets of Portugal, Great Britain, Belgium, Germany and the Netherlands, demand fell. In this case, the Portuguese market had the largest decline, 2.7%, followed by the Belgian, German and Dutch markets, with 0.8% declines in all three cases. The smallest drop in demand was in the British market, 0.6%. The German and Belgian markets maintained their declines for the third consecutive week.<\/p>\n

Le jeudi 18 juillet, le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la demande la plus \u00e9lev\u00e9e de l’ann\u00e9e avec 1158 GWh.<\/p>\n

Au cours de la semaine, les temp\u00e9ratures moyennes<\/strong> ont augment\u00e9 sur tous les march\u00e9s analys\u00e9s par rapport \u00e0 la deuxi\u00e8me semaine de juillet. Les march\u00e9s belge et n\u00e9erlandais ont enregistr\u00e9 les plus fortes hausses, respectivement de 3,2\u00b0C et 2,8\u00b0C. En Grande-Bretagne, les temp\u00e9ratures moyennes ont augment\u00e9 de 2,4\u00b0C. Sur les march\u00e9s ib\u00e9rique, italien, allemand et fran\u00e7ais, les augmentations varient de 0,5 \u00b0C en Italie \u00e0 1,9 \u00b0C en France.<\/p>\n

Pour la semaine du 22 juillet, les pr\u00e9visions de demande<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> anticipent une augmentation de la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente sur les march\u00e9s espagnol, portugais et n\u00e9erlandais. En revanche, la demande devrait diminuer sur les march\u00e9s de l’Allemagne, de la France, de la Belgique, de l’Italie et de la Grande-Bretagne.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/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>\n

March\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n

Au cours de la troisi\u00e8me semaine de juillet, les prix sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont augment\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Toutefois, en raison des baisses de prix enregistr\u00e9es pendant le week-end, la moyenne hebdomadaire des augmentations de prix par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente n’a pas d\u00e9pass\u00e9 10 %. Le march\u00e9 nordique Nord Pool<\/strong> a \u00e9t\u00e9 l’exception, avec une baisse de 11 %. Le march\u00e9 IPEX<\/strong> en Italie a enregistr\u00e9 la plus faible augmentation (2,2 %). En revanche, le march\u00e9 <\/strong> en France a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation de prix en pourcentage, soit 10 %. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les prix ont augment\u00e9 de 3,6 % sur le march\u00e9 en Allemagne et de 8,0 % sur le march\u00e9 MIBEL<\/strong> en Espagne.<\/p>\n

Au cours de la troisi\u00e8me semaine de juillet, les moyennes hebdomadaires \u00e9taient inf\u00e9rieures \u00e0 75 \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 88,55 \u20ac\/MWh et 115,27 \u20ac\/MWh. Le march\u00e9 nordique a enregistr\u00e9 la moyenne hebdomadaire la plus basse, soit 24,63 \u20ac\/MWh. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s, les prix ont vari\u00e9 de 57,62 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 fran\u00e7ais \u00e0 73,82 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 portugais.<\/p>\n

En ce qui concerne les prix horaires, la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens analys\u00e9s ont enregistr\u00e9 des prix n\u00e9gatifs les 20 et 21 juillet. Les exceptions sont les march\u00e9s britannique, italien et nordique. Les march\u00e9s allemand, belge et n\u00e9erlandais ont \u00e9galement enregistr\u00e9 des prix n\u00e9gatifs les 15 et 16 juillet. Le mardi 16 juillet, de 14h00 \u00e0 15h00, le march\u00e9 allemand a enregistr\u00e9 le prix horaire le plus bas de la troisi\u00e8me semaine de juillet, \u00e0 -11,48 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 15 juillet, la l\u00e9g\u00e8re augmentation du prix moyen hebdomadaire du gaz et la baisse de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s ont entra\u00een\u00e9 une hausse des prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. Sur les march\u00e9s espagnol et italien, la production solaire a \u00e9galement chut\u00e9. Par ailleurs, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 a augment\u00e9 en Espagne, en France et en Italie.<\/p>\n

AleaSoft - Solar Panels<\/a><\/div>\n

Les pr\u00e9visions de prix<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indiquent qu’au cours de la quatri\u00e8me semaine de juillet, les prix se situeront autour de ceux de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Sur certains march\u00e9s, les prix baisseront, tandis que sur d’autres, ils augmenteront moins qu’au cours de la troisi\u00e8me semaine de juillet. La reprise de la production \u00e9olienne et solaire sur la plupart des march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s contribuera \u00e0 ce comportement.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de OMIE, , Nord Pool et GME.<\/span><\/div>\n

Brent, carburants et CO2<\/sub><\/h2>\n

Les contrats \u00e0 terme sur le p\u00e9trole brut Brent<\/strong> pour le premier mois sur le march\u00e9 ICE<\/strong> ont commenc\u00e9 la troisi\u00e8me semaine de juillet par des baisses de prix. Les 17 et 18 juillet, les prix se sont redress\u00e9s et le jeudi 18 juillet, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 savoir 85,11 dollars le baril. Cependant, le vendredi 19 juillet, les prix ont chut\u00e9 de 2,9 % par rapport \u00e0 la veille. Ce jour-l\u00e0, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 82,63 $\/b, soit le plus bas niveau hebdomadaire. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait inf\u00e9rieur de 2,8 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent et le plus bas depuis la mi-juin.<\/p>\n

Au cours de la troisi\u00e8me semaine de juillet, les inqui\u00e9tudes concernant la demande en Chine, la vigueur du dollar et la possibilit\u00e9 d’une tr\u00eave \u00e0 Gaza ont exerc\u00e9 une influence \u00e0 la baisse sur les prix \u00e0 terme du p\u00e9trole Brent. Toutefois, la possibilit\u00e9 d’une r\u00e9duction des taux d’int\u00e9r\u00eat am\u00e9ricains \u00e0 partir de septembre et les inqui\u00e9tudes concernant l’offre dues aux incendies de for\u00eat au Canada ont limit\u00e9 la baisse des prix.<\/p>\n

Au cours de la quatri\u00e8me semaine de juillet, l’annonce du retrait du pr\u00e9sident am\u00e9ricain Joe Biden de sa candidature \u00e0 la r\u00e9\u00e9lection, ainsi que l’\u00e9volution du conflit au Moyen-Orient, pourraient influencer les prix \u00e0 terme du p\u00e9trole.<\/p>\n

Quant aux contrats \u00e0 terme sur le gaz TTF<\/strong> sur le march\u00e9 ICE pour le Front-Month, ils ont enregistr\u00e9 le lundi 15 juillet leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire minimum de 31,37 \u20ac\/MWh. Le mardi 16 juillet, le prix a augment\u00e9 de 5,9 % par rapport \u00e0 la veille. Par cons\u00e9quent, ce jour-l\u00e0, les contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 savoir 33,24 \u20ac\/MWh. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 5 juillet. Lors des derni\u00e8res s\u00e9ances de la semaine, les prix ont baiss\u00e9, mais sont rest\u00e9s sup\u00e9rieurs \u00e0 32 \u20ac\/MWh. Le vendredi 19 juillet, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 32,17 \u20ac\/MWh, soit 1,4 % de plus que le vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

Les niveaux d’approvisionnement et les stocks europ\u00e9ens \u00e9lev\u00e9s ont maintenu les prix de cl\u00f4ture des contrats \u00e0 terme sur le gaz TTF en dessous de 33 \u20ac\/MWh dans presque toutes les s\u00e9ances de la troisi\u00e8me semaine de juillet, malgr\u00e9 la hausse des temp\u00e9ratures en Europe. Les pr\u00e9visions de temp\u00e9ratures plus douces et d’augmentation de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne pourraient exercer une influence \u00e0 la baisse au cours de la quatri\u00e8me semaine de juillet. En outre, les op\u00e9rations \u00e0 l’usine d’exportation de gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9 de Freeport reprendront progressivement \u00e0 mesure que les r\u00e9parations des dommages caus\u00e9s par l’ouragan Beryl seront achev\u00e9es.<\/p>\n

Quant aux prix de cl\u00f4ture des 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 baiss\u00e9 dans presque toutes les s\u00e9ances de la troisi\u00e8me semaine de juillet. L’exception a \u00e9t\u00e9 le mardi 16 juillet, lorsque ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9 de 68,02 \u20ac\/t. En revanche, suite aux baisses enregistr\u00e9es, le vendredi 19 juillet, ces contrats \u00e0 terme ont enregistr\u00e9 leur cours de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas \u00e0 66,30 \u20ac\/t. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait inf\u00e9rieur de 4,2 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent et le plus bas depuis la fin du mois d’avril.<\/p>\n

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>\n

Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9nergie et sur le financement et l’\u00e9valuation des projets renouvelables<\/h2>\n

En juillet, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> et AleaGreen<\/strong> ont mis \u00e0 jour leurs pr\u00e9visions de courbes de prix \u00e0 long terme pour les march\u00e9s europ\u00e9ens. Ces pr\u00e9visions sont essentielles pour le financement de projets d’\u00e9nergie renouvelable<\/strong>, la gestion des risques<\/strong> et la couverture<\/strong>, la n\u00e9gociation de PPA<\/strong>, l’\u00e9valuation et l’audit de portefeuilles<\/strong>, la n\u00e9gociation d’\u00e9nergie \u00e0 long terme, entre autres utilisations li\u00e9es au d\u00e9veloppement de l’\u00e9nergie renouvelable.<\/p>\n

Les rapports de pr\u00e9visions \u00e0 long terme<\/a> d‘AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> et d’AleaGreen<\/strong> comprennent des pr\u00e9visions horaires avec des horizons de trente ans et des intervalles de confiance, ainsi que des prix captur\u00e9s par l’\u00e9olien<\/strong> et le photovolta\u00efque<\/strong>, et des sc\u00e9narios annuels de variables explicatives.<\/p>\n

Source: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n