{"id":148712,"date":"2024-09-04T11:37:01","date_gmt":"2024-09-04T09:37:01","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=148712"},"modified":"2024-10-02T05:45:01","modified_gmt":"2024-10-02T03:45:01","slug":"hausse-prix-aout-marches-europeens-lelectricite","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/hausse-prix-aout-marches-europeens-lelectricite\/","title":{"rendered":"
Analyse ao\u00fbt 2024 <\/div>Rebond des prix en ao\u00fbt sur la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 4 septembre 2024. En ao\u00fbt, les prix sur la plupart des march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont augment\u00e9 par rapport \u00e0 juillet, principalement en raison de la hausse des prix du gaz et du CO2<\/sub>. La baisse de la production \u00e9olienne et solaire sur la plupart des march\u00e9s a \u00e9galement favoris\u00e9 cette tendance, malgr\u00e9 une demande plus faible sur la plupart des march\u00e9s. La production photovolta\u00efque mensuelle a atteint des niveaux record en France et au Portugal, tandis que l’Allemagne, l’Espagne et l’Italie ont enregistr\u00e9 les deuxi\u00e8mes plus hauts niveaux de production photovolta\u00efque. Sur le march\u00e9 espagnol, le d\u00e9ploiement de l’\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque a atteint 72 % en ao\u00fbt.<\/strong><\/p>\n

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

En ao\u00fbt 2024, tous les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont enregistr\u00e9 une augmentation de la production solaire<\/strong> par rapport au m\u00eame mois de l’ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 portugais a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation (53 %), tandis que le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la plus faible augmentation (13 %). Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s, la production d’\u00e9nergie solaire a augment\u00e9 de 18 % en Espagne \u00e0 39 % en Allemagne.<\/p>\n

Par rapport \u00e0 juillet 2024, la production solaire a l\u00e9g\u00e8rement augment\u00e9 en ao\u00fbt sur les march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9 portugais et fran\u00e7ais, avec une croissance de 0,2 % et 1,2 %, respectivement. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s, la production de cette technologie a \u00e9t\u00e9 inf\u00e9rieure \u00e0 celle du mois pr\u00e9c\u00e9dent. Le march\u00e9 espagnol a enregistr\u00e9 la plus forte baisse d’un mois sur l’autre (5,6 %), suivi par l’Italie (5,4 %) et l’Allemagne (4,4 %).<\/p>\n

En ao\u00fbt 2024, les march\u00e9s fran\u00e7ais et portugais ont battu des records historiques de production solaire photovolta\u00efque<\/strong> mensuelle, avec respectivement 3100 GWh et 643 GWh. D’autre part, les march\u00e9s allemand, espagnol et italien ont enregistr\u00e9 les deuxi\u00e8mes valeurs de production les plus \u00e9lev\u00e9es avec cette technologie, apr\u00e8s les records atteints le mois pr\u00e9c\u00e9dent. \u00c0 cette occasion, la production a \u00e9t\u00e9 de 9047 GWh en Allemagne, 6012 GWh en Espagne et 3434 GWh en Italie.<\/p>\n

Selon les donn\u00e9es de Red El\u00e9ctrica, entre ao\u00fbt 2023 et ao\u00fbt 2024, 4074 MW de nouvelle capacit\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 install\u00e9s en Espagne continentale. Au cours de la m\u00eame p\u00e9riode, le march\u00e9 portugais a augment\u00e9 sa capacit\u00e9 photovolta\u00efque de 1126 MW.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly solar photovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div>
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AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

En ao\u00fbt 2024, le prix capt\u00e9 par le solaire photovolta\u00efque sur le march\u00e9 journalier de l’\u00e9lectricit\u00e9 en Espagne a augment\u00e9 pour atteindre 65,67 \u20ac\/MWh, apr\u00e8s avoir atteint son niveau le plus bas en avril de cette ann\u00e9e, avec un prix capt\u00e9 historiquement bas de seulement 5,50 \u20ac\/MWh. L’\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque est \u00e9galement remont\u00e9e \u00e0 72 % en ao\u00fbt, alors qu’elle n’\u00e9tait que de 40 % en avril.<\/p>\n

Le prix capt\u00e9 par cette technologie a commenc\u00e9 l’ann\u00e9e \u00e0 des niveaux \u00e9lev\u00e9s, s’\u00e9levant \u00e0 64,49 \u20ac\/MWh en janvier, mais comme la demande a diminu\u00e9 et que les \u00e9nergies renouvelables sont rest\u00e9es robustes au printemps, les prix ont chut\u00e9 et, d\u00e8s le mois de mars, le prix capt\u00e9 est pass\u00e9 sous la barre des 10 \u20ac\/MWh. La situation de prix tr\u00e8s bas, nuls et m\u00eame n\u00e9gatifs en mars, avril et mai, et la plupart de ces prix pendant les heures de pointe de la production solaire, ont conduit \u00e0 des niveaux historiquement bas pour les prix du march\u00e9 et les prix capt\u00e9s par l’\u00e9nergie solaire. \u00c0 partir de juin, la situation s’est am\u00e9lior\u00e9e et, bien que les prix aient continu\u00e9 \u00e0 \u00eatre plus bas pendant les heures d’ensoleillement, les prix capt\u00e9s et les tarifs de rachat ont commenc\u00e9 \u00e0 augmenter, le mois d’ao\u00fbt enregistrant le prix capt\u00e9 le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le d\u00e9but de l’ann\u00e9e.<\/p>\n

AleaSoft - Capture Rate PV<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de OMIE.<\/span><\/div>\n

En ao\u00fbt 2024, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/strong> a diminu\u00e9 sur tous les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport au m\u00eame mois en 2023. Les baisses allaient de 4,9 % sur le march\u00e9 allemand \u00e0 48 % sur le march\u00e9 italien.<\/p>\n

Par rapport au mois pr\u00e9c\u00e9dent, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne a augment\u00e9 de 2,3% sur le march\u00e9 fran\u00e7ais et de 12% sur le march\u00e9 portugais. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s, des baisses ont \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9es, allant de 7,5 % en Allemagne \u00e0 23 % en Italie.<\/p>\n

Selon les donn\u00e9es de Red El\u00e9ctrica, entre ao\u00fbt 2023 et ao\u00fbt 2024, l’Espagne a ajout\u00e9 930 MW de capacit\u00e9 \u00e9olienne au syst\u00e8me p\u00e9ninsulaire. Au cours de la m\u00eame p\u00e9riode, le march\u00e9 portugais a ajout\u00e9 31 MW de nouvelles capacit\u00e9s de cette technologie.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly wind energy production electricity Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div>\n

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

En ao\u00fbt 2024, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> a augment\u00e9 sur la plupart des grands march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 la m\u00eame p\u00e9riode en 2023. Le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation (6,6 %), tandis que le march\u00e9 fran\u00e7ais a enregistr\u00e9 la plus faible augmentation (2,2 %). En revanche, les march\u00e9s n\u00e9erlandais, britannique et portugais ont connu une baisse de la demande d’une ann\u00e9e sur l’autre. La baisse la plus importante a \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9e sur le march\u00e9 n\u00e9erlandais (6,9 %). Sur les march\u00e9s portugais et britannique, la demande a baiss\u00e9 respectivement de 0,6 % et de 2,6 %.<\/p>\n

Si l’on compare la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 en ao\u00fbt \u00e0 celle de juillet 2024, la plupart des march\u00e9s ont enregistr\u00e9 des baisses. Les march\u00e9s belge et n\u00e9erlandais sont les seuls o\u00f9 la demande a augment\u00e9 par rapport au mois pr\u00e9c\u00e9dent, de 1,7 % et 3,0 %, respectivement. En termes de baisse, le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la plus forte chute (12 %), tandis que le march\u00e9 allemand a enregistr\u00e9 la plus faible baisse (0,1 %). Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s, les baisses ont vari\u00e9 de 4,9% en Grande-Bretagne \u00e0 1,4% en Espagne.<\/p>\n

Sur la plupart des grands march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9, le mois d’ao\u00fbt 2024 a \u00e9t\u00e9 plus chaud que le m\u00eame mois en 2023. L’augmentation des temp\u00e9ratures moyennes<\/strong> a \u00e9t\u00e9 comprise entre 0,4\u00b0C en France et 2,0\u00b0C en Italie. Au Portugal et en Espagne, les temp\u00e9ratures moyennes ont diminu\u00e9 de 0,5\u00b0C et 0,1\u00b0C, respectivement.<\/p>\n

En revanche, les temp\u00e9ratures moyennes du mois d’ao\u00fbt ont \u00e9t\u00e9 sup\u00e9rieures \u00e0 celles du mois pr\u00e9c\u00e9dent sur tous les march\u00e9s analys\u00e9s. Les augmentations par rapport au mois pr\u00e9c\u00e9dent allaient de 0,6\u00b0C en Italie et en Grande-Bretagne \u00e0 1,3\u00b0C aux Pays-Bas.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly electricity demand Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid et ELIA.<\/span><\/div>\n

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

Au mois d’ao\u00fbt 2024, le prix moyen mensuel \u00e9tait sup\u00e9rieur \u00e0 65 \u20ac\/MWh sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. Les exceptions \u00e9taient les moyennes des march\u00e9s nordiques Nord Pool<\/strong> et fran\u00e7ais <\/strong>, respectivement de 15,35 \u20ac\/MWh et 54,56 \u20ac\/MWh. En revanche, le march\u00e9 IPEX<\/strong> en Italie a enregistr\u00e9 le prix mensuel le plus \u00e9lev\u00e9, soit 128,44 \u20ac\/MWh. Sur les autres march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les moyennes varient de 65,53 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 belge \u00e0 91,11 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 portugais MIBEL<\/strong>.<\/p>\n

Par rapport au mois de juillet, les prix moyens ont augment\u00e9 sur la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Les exceptions sont le march\u00e9 britannique N2EX<\/strong> et le march\u00e9 nordique, avec des baisses respectives de 14 % et 37 %. Sur les autres march\u00e9s, les prix ont augment\u00e9 de 14 % sur le march\u00e9 italien et de 26 % sur le march\u00e9 espagnol.<\/p>\n

En revanche, si l’on compare les prix moyens du mois d’ao\u00fbt \u00e0 ceux enregistr\u00e9s au cours du m\u00eame mois de 2023, on constate que les prix ont baiss\u00e9 sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s. L’exception est le march\u00e9 italien, avec une augmentation des prix de 15 %. Par ailleurs, le march\u00e9 nordique a enregistr\u00e9 la plus forte baisse de prix en pourcentage (55 %). Sur les autres march\u00e9s, les baisses de prix vont de 5,2 % sur le march\u00e9 espagnol \u00e0 40 % sur le march\u00e9 fran\u00e7ais.<\/p>\n

En raison de la chute des prix en ao\u00fbt 2024, le march\u00e9 britannique a atteint la moyenne la plus basse depuis mai 2024, tandis que le march\u00e9 nordique a enregistr\u00e9 la moyenne la plus basse depuis octobre 2023. En revanche, les march\u00e9s portugais et espagnol ont atteint les moyennes les plus \u00e9lev\u00e9es depuis octobre 2023 et le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la moyenne mensuelle la plus \u00e9lev\u00e9e depuis novembre 2023. Quant aux moyennes des march\u00e9s belge et n\u00e9erlandais, elles ont \u00e9t\u00e9 les plus \u00e9lev\u00e9es depuis f\u00e9vrier 2024, tandis que le march\u00e9 fran\u00e7ais a enregistr\u00e9 le prix moyen le plus \u00e9lev\u00e9 depuis mars 2024.<\/p>\n

En ao\u00fbt 2024, l’augmentation des prix du gaz et des quotas d’\u00e9mission de CO2<\/sub> par rapport au mois pr\u00e9c\u00e9dent, ainsi que la baisse de la production \u00e9olienne et solaire par rapport \u00e0 juillet sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s, ont favoris\u00e9 l’augmentation des prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

En revanche, au mois d’ao\u00fbt 2024, la baisse du prix moyen des quotas d’\u00e9mission de CO2<\/sub> et l’augmentation g\u00e9n\u00e9rale de la production solaire par rapport au mois d’ao\u00fbt 2023 ont entra\u00een\u00e9 une baisse des prix en glissement annuel sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. Cependant, l’augmentation de la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 et la baisse significative de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne en Italie, ainsi que l’augmentation du prix moyen du gaz, ont contribu\u00e9 \u00e0 l’augmentation des prix en glissement annuel sur le march\u00e9 italien.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly electricity market prices Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir 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 enregistr\u00e9 un prix moyen mensuel de 78,88 $\/b au mois d’ao\u00fbt. Ce prix \u00e9tait inf\u00e9rieur de 6,0 % \u00e0 celui du mois de juillet (83,88 $\/b). Il \u00e9tait \u00e9galement inf\u00e9rieur de 7,3 % au prix du contrat \u00e0 terme du mois d’ao\u00fbt 2023 de 85,10 $\/b.<\/p>\n

Au cours du mois d’ao\u00fbt, l’\u00e9volution du conflit au Moyen-Orient a exerc\u00e9 une influence sur les prix \u00e0 terme du p\u00e9trole brut Brent. Cette influence s’est exerc\u00e9e \u00e0 la fois \u00e0 la baisse pendant les pourparlers sur le cessez-le-feu \u00e0 Gaza et \u00e0 la hausse lors des p\u00e9riodes de tensions accrues. Les baisses de production en Libye ont \u00e9galement exerc\u00e9 une influence \u00e0 la hausse. Toutefois, les pr\u00e9occupations relatives \u00e0 l’\u00e9conomie et \u00e0 la demande, ainsi que les plans de l’OPEP+ visant \u00e0 augmenter la production au cours du dernier trimestre de 2024, ont contribu\u00e9 \u00e0 la baisse moyenne des prix en ao\u00fbt.<\/p>\n

Quant aux contrats \u00e0 terme de gaz TTF<\/strong> sur le march\u00e9 ICE<\/strong> pour le Front-Month, la valeur moyenne enregistr\u00e9e au cours du mois d’ao\u00fbt pour ces contrats \u00e0 terme a \u00e9t\u00e9 de 38,35 \u20ac\/MWh. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, par rapport \u00e0 la moyenne des contrats \u00e0 terme Front-Month n\u00e9goci\u00e9s en juillet de 32,68 \u20ac\/MWh, la moyenne du mois d’ao\u00fbt a augment\u00e9 de 17%. Par rapport aux futures Front-Month n\u00e9goci\u00e9s au mois d’ao\u00fbt 2023, dont le prix moyen \u00e9tait de 35,00 \u20ac\/MWh, l’augmentation est de 9,6 %.<\/p>\n

Au cours du mois d’ao\u00fbt, les pr\u00e9occupations en mati\u00e8re d’approvisionnement li\u00e9es \u00e0 l’instabilit\u00e9 au Moyen-Orient et au conflit entre la Russie et l’Ukraine ont exerc\u00e9 une influence \u00e0 la hausse sur les prix \u00e0 terme du gaz TTF. Les travaux de maintenance pr\u00e9vus en Norv\u00e8ge ont \u00e9galement contribu\u00e9 \u00e0 l’augmentation des prix. Toutefois, les niveaux \u00e9lev\u00e9s des r\u00e9serves europ\u00e9ennes ont emp\u00each\u00e9 le prix moyen de d\u00e9passer 40 \u20ac\/MWh en ao\u00fbt 2024.<\/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 atteint un prix moyen de 71,26 \u20ac\/t en ao\u00fbt. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, cela repr\u00e9sente une augmentation de 4,5 % par rapport \u00e0 la moyenne du mois pr\u00e9c\u00e9dent, qui \u00e9tait de 68,17 \u20ac\/t. Par rapport \u00e0 la moyenne d’ao\u00fbt 2023 de 90,33 \u20ac\/t, la moyenne d’ao\u00fbt 2024 est inf\u00e9rieure de 21 %.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly electricity market prices Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir 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<\/h2>\n

Les pr\u00e9visions de prix \u00e0 long terme<\/strong> sont n\u00e9cessaires pour le financement de projets d’\u00e9nergie renouvelable<\/strong>, la gestion des risques<\/strong> et la couverture<\/strong>, le commerce des PPA<\/strong>, l’\u00e9valuation<\/strong> et l’audit<\/strong> des portefeuilles<\/strong>, le commerce de l’\u00e9nergie \u00e0 long terme et d’autres utilisations li\u00e9es au d\u00e9veloppement de l’\u00e9nergie renouvelable. AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> et AleaGreen<\/strong> fournissent des rapports de pr\u00e9vision des courbes de prix \u00e0 long terme pour les march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9. Ces pr\u00e9visions de prix<\/a> sont bas\u00e9es sur une m\u00e9thodologie scientifique unique qui combine l’intelligence artificielle<\/strong>, les s\u00e9ries chronologiques<\/strong> et les mod\u00e8les statistiques<\/strong>. En outre, les pr\u00e9visions d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> et d’AleaGreen<\/strong> ont une granularit\u00e9 horaire, des horizons de 30 ans et des bandes de confiance.<\/p>\n

Source: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 4 septembre 2024. En ao\u00fbt, les prix sur la plupart des march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont augment\u00e9 par rapport \u00e0 juillet, principalement en raison de la hausse des prix du gaz et du CO2. 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