{"id":148920,"date":"2024-09-09T15:16:33","date_gmt":"2024-09-09T13:16:33","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=148920"},"modified":"2024-09-10T22:56:00","modified_gmt":"2024-09-10T20:56:00","slug":"septembre-hausse-prix-marches-europeens-exception-energies-renouvelables","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/septembre-hausse-prix-marches-europeens-exception-energies-renouvelables\/","title":{"rendered":"Septembre commence par des hausses de prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9, sauf sur le march\u00e9 ib\u00e9rique gr\u00e2ce aux \u00e9nergies renouvelables"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 9 septembre 2024. Dans la semaine du 2 septembre, les prix ont augment\u00e9 sur la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. L’augmentation de la demande, associ\u00e9e \u00e0 une baisse de la production solaire sur la plupart des march\u00e9s, a contribu\u00e9 \u00e0 ce comportement. Le march\u00e9 MIBEL a \u00e9t\u00e9 l’exception, o\u00f9 les prix ont baiss\u00e9 et o\u00f9 l’\u00e9nergie solaire a enregistr\u00e9 une production record pour le mois de septembre. Les contrats \u00e0 terme sur le Brent ont enregistr\u00e9 le prix de cl\u00f4ture le plus bas depuis d\u00e9but d\u00e9cembre 2021, tandis que les contrats \u00e0 terme sur le CO2<\/sub> et le gaz ont atteint le prix de cl\u00f4ture le plus bas depuis fin juillet et d\u00e9but ao\u00fbt, respectivement.<\/strong><\/p>\n

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

Au cours de la semaine du 2 septembre, la production solaire<\/strong> a augment\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente dans la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique, inversant la tendance des trois derni\u00e8res semaines. Le march\u00e9 espagnol, qui comprend le solaire photovolta\u00efque<\/strong> et le solaire thermique<\/strong>, a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation, soit 7,3 %, et le march\u00e9 portugais, une augmentation de 0,6 %. En revanche, les march\u00e9s allemand, italien et fran\u00e7ais ont enregistr\u00e9 une baisse de la production d’\u00e9nergie solaire. Le march\u00e9 fran\u00e7ais a enregistr\u00e9 la plus forte baisse (35 %), suivi par le march\u00e9 italien (20 %). Le march\u00e9 allemand a enregistr\u00e9 la baisse la plus faible, avec une r\u00e9duction de 13 %.<\/p>\n

Le vendredi 6 septembre, le march\u00e9 espagnol a atteint sa production PV journali\u00e8re la plus \u00e9lev\u00e9e pour le mois de septembre, avec une production de 171 GWh. D’autre part, le march\u00e9 portugais a connu le 4 septembre sa production PV journali\u00e8re la plus \u00e9lev\u00e9e pour un mois de septembre, avec une production de 20 GWh.<\/p>\n

Pour la semaine du 9 septembre, les pr\u00e9visions de production solaire<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indiquent une baisse de la production en Italie et en Allemagne. En outre, la production en Espagne devrait augmenter, poursuivant la tendance de la semaine derni\u00e8re.<\/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, 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 avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

Au cours de la semaine du 2 septembre, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/strong> a augment\u00e9 sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens, inversant la tendance de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 portugais a enregistr\u00e9 la plus forte croissance (96 %), tandis que les march\u00e9s espagnol et allemand ont connu des augmentations respectives de 23 % et 21 %. Le march\u00e9 fran\u00e7ais a enregistr\u00e9 la plus faible augmentation (6,1 %). Le march\u00e9 italien, \u00e0 titre d’exception, a connu une baisse de 34 % de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne.<\/p>\n

Dans la semaine du 9 septembre, selon les pr\u00e9visions de production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne augmentera en Italie, en France, en Espagne et en Allemagne, et diminuera au Portugal.
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AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div><\/p>\nAbonnement au r\u00e9sum\u00e9 hebdomadaire d<\/a>\n

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

Au cours de la semaine du 2 septembre, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> a \u00e9t\u00e9 mitig\u00e9e sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Sur les march\u00e9s des Pays-Bas, de la Grande-Bretagne, de l’Allemagne et de la Belgique, la demande a augment\u00e9, ce qui co\u00efncide avec l’augmentation des heures de travail apr\u00e8s la fin de la p\u00e9riode des vacances. Le march\u00e9 n\u00e9erlandais a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation (17 %), suivi par le march\u00e9 britannique (12 %). Sur les march\u00e9s allemand et belge, la demande a augment\u00e9 respectivement de 3,3 % et de 1,1 %. Les march\u00e9s allemand et britannique ont r\u00e9p\u00e9t\u00e9 la tendance \u00e0 la hausse pour la deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive, tandis que le march\u00e9 belge a poursuivi sa tendance \u00e0 la hausse pour la cinqui\u00e8me semaine cons\u00e9cutive.<\/p>\n

En revanche, sur les march\u00e9s espagnol, fran\u00e7ais, italien et portugais, la demande a diminu\u00e9, marquant un renversement de la tendance de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 espagnol a enregistr\u00e9 la plus forte baisse (5,4 %) et le march\u00e9 fran\u00e7ais a recul\u00e9 de 1,3 %. Les march\u00e9s italien et portugais ont enregistr\u00e9 les baisses les plus faibles, de 0,8 % et 0,3 % respectivement.<\/p>\n

Au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre, les temp\u00e9ratures moyennes ont baiss\u00e9 sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s. Les baisses de temp\u00e9rature moyenne ont \u00e9t\u00e9 comprises entre 0,5\u00b0C en Grande-Bretagne et en Belgique et 3,0\u00b0C en Espagne. Les exceptions sont l’Allemagne et les Pays-Bas, qui ont enregistr\u00e9 des hausses de 1,2\u00b0C et 1,8\u00b0C, respectivement.<\/p>\n

Pour la deuxi\u00e8me semaine de septembre, selon les pr\u00e9visions de demande<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la demande devrait diminuer sur les march\u00e9s de l’Espagne, des Pays-Bas, de l’Allemagne, de la Belgique, de l’Italie et de la France. En revanche, elle devrait augmenter sur les march\u00e9s du Portugal et de la Grande-Bretagne.<\/p>\n

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

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

Au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre, les prix moyens sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont augment\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 MIBEL<\/strong> au Portugal et en Espagne fait exception, avec des baisses respectives de 13 % et 14 %. Par ailleurs, le march\u00e9 italien IPEX<\/strong> a enregistr\u00e9 la plus faible augmentation de prix en pourcentage (4,0 %). En revanche, le march\u00e9 nordique Nord Pool<\/strong> a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation de prix en pourcentage, soit 135 %. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les prix ont augment\u00e9 de 4,3 % sur le march\u00e9 <\/strong> en France et de 19 % sur le march\u00e9 N2EX<\/strong> au Royaume-Uni.<\/p>\n

Au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre, les moyennes hebdomadaires \u00e9taient sup\u00e9rieures \u00e0 80 \u20ac\/MWh sur la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s. Le march\u00e9 nordique a \u00e9t\u00e9 l’exception, avec une moyenne de 21,27 \u20ac\/MWh. En revanche, le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la moyenne hebdomadaire la plus \u00e9lev\u00e9e, avec 139,74 \u20ac\/MWh. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s, les prix variaient de 82,34 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 fran\u00e7ais \u00e0 101,95 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 britannique.<\/p>\n

En termes de prix horaires, les prix les plus \u00e9lev\u00e9s de la semaine ont \u00e9t\u00e9 atteints les premiers jours. Les 2, 3 et 4 septembre, les march\u00e9s allemand et n\u00e9erlandais ont enregistr\u00e9 des prix horaires sup\u00e9rieurs \u00e0 250 \u20ac\/MWh. C’\u00e9tait \u00e9galement le cas le 3 septembre sur le march\u00e9 belge. Le march\u00e9 allemand a enregistr\u00e9 le prix horaire le plus \u00e9lev\u00e9 de la semaine, soit 656,37 \u20ac\/MWh, le 3 septembre de 19h00 \u00e0 20h00. Ce prix \u00e9tait le plus \u00e9lev\u00e9 depuis la fin du mois de juin en Allemagne. Le 3 septembre de 20h00 \u00e0 21h00, le march\u00e9 n\u00e9erlandais a atteint un prix de 340,00 \u20ac\/MWh, soit le prix le plus \u00e9lev\u00e9 sur ce march\u00e9 depuis fin septembre 2023. Dans le cas du march\u00e9 belge, le 3 septembre de 19h00 \u00e0 20h00, le prix \u00e9tait de 268,94 \u20ac\/MWh, ce qui \u00e9tait \u00e9galement le plus \u00e9lev\u00e9 depuis la fin septembre 2023 en Belgique.<\/p>\n

En revanche, la premi\u00e8re semaine de septembre a \u00e9galement \u00e9t\u00e9 marqu\u00e9e par des prix horaires n\u00e9gatifs. Le march\u00e9 allemand a enregistr\u00e9 des prix n\u00e9gatifs le 5 septembre, le march\u00e9 belge le 8 septembre et le march\u00e9 n\u00e9erlandais ces deux jours. Le march\u00e9 n\u00e9erlandais a enregistr\u00e9 le prix horaire le plus bas de la premi\u00e8re semaine de septembre, -21,00 \u20ac\/MWh, le jeudi 5 septembre, de 14h00 \u00e0 15h00.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 2 septembre, la baisse de la production solaire, ainsi que l’augmentation de la demande sur certains march\u00e9s, ont contribu\u00e9 \u00e0 la hausse des prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. Toutefois, la baisse de la demande et l’augmentation de la production \u00e9olienne et solaire ont entra\u00een\u00e9 une baisse des prix sur le march\u00e9 MIBEL.
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fotovolta- ico eolico<\/a><\/div><\/p>\n

Les pr\u00e9visions de prix<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indiquent qu’au cours de la deuxi\u00e8me semaine de septembre, les prix pourraient baisser sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 analys\u00e9s, sous l’influence d’une baisse de la demande et d’une augmentation de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne sur la plupart des march\u00e9s.
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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><\/p>\n

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

Au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre, les prix de cl\u00f4ture des contrats \u00e0 terme sur le p\u00e9trole Brent<\/strong> pour le premier mois sur le march\u00e9 ICE<\/strong> ont poursuivi la tendance \u00e0 la baisse entam\u00e9e \u00e0 la fin de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le lundi 2 septembre, ces contrats \u00e0 terme ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 savoir 77,52 dollars le baril. Suite aux baisses enregistr\u00e9es au cours de la semaine, le vendredi 6 septembre, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas \u00e0 71,06 $\/bbl. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait inf\u00e9rieur de 9,8 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent et le plus bas depuis le 4 d\u00e9cembre 2021.<\/p>\n

Au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre, les inqui\u00e9tudes concernant l’\u00e9conomie mondiale et la demande ont exerc\u00e9 une influence \u00e0 la baisse sur les prix \u00e0 terme du p\u00e9trole Brent, poussant les prix \u00e0 la baisse malgr\u00e9 la d\u00e9cision de l’OPEP+ de reporter les augmentations de production jusqu’en d\u00e9cembre. Toutefois, l’arriv\u00e9e d’un ouragan au large de la c\u00f4te am\u00e9ricaine du Golfe du Mexique pourrait influencer les prix \u00e0 la hausse au cours de la deuxi\u00e8me semaine de septembre.<\/p>\n

Quant aux contrats \u00e0 terme sur le gaz TTF<\/strong> sur le march\u00e9 ICE pour le premier mois, ils ont atteint le lundi 2 septembre leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 savoir 38,58 \u20ac\/MWh. Par la suite, les prix ont baiss\u00e9 et le 4 septembre, ces contrats \u00e0 terme ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas \u00e0 35,80 \u20ac\/MWh. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait le plus bas depuis le 6 ao\u00fbt. Au cours des derni\u00e8res s\u00e9ances de la premi\u00e8re semaine de septembre, les prix ont commenc\u00e9 \u00e0 se redresser. Le vendredi 6 septembre, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 36,48 \u20ac\/MWh, soit 8,4 % de moins que le vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

Au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre, les niveaux \u00e9lev\u00e9s des stocks europ\u00e9ens ont contribu\u00e9 \u00e0 maintenir les prix de cl\u00f4ture en dessous de 40 \u20ac\/MWh. Cependant, les effets sur l’offre des travaux de maintenance en Norv\u00e8ge et les pr\u00e9visions m\u00e9t\u00e9orologiques qui pourraient impliquer une augmentation de la demande ont pouss\u00e9 les prix \u00e0 terme du gaz TTF \u00e0 la hausse \u00e0 la fin de la premi\u00e8re semaine de septembre.<\/p>\n

En ce qui concerne les 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, le lundi 2 septembre, ces contrats \u00e0 terme ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 savoir 70,43 euros\/tonne. Cependant, du mardi au jeudi, les prix de cl\u00f4ture ont baiss\u00e9. Le jeudi 5 septembre, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas, \u00e0 savoir 66,20 \u20ac\/t. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix est le plus bas depuis le 24 juillet. Vendredi, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait l\u00e9g\u00e8rement plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 66,50 \u20ac\/t. Toutefois, ce prix \u00e9tait encore inf\u00e9rieur de 5,4 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.
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AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ICE et EEX.<\/span><\/div><\/p>\n

Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9nergie, du stockage de l’\u00e9nergie et de l’autoconsommation<\/h2>\n

Le 47e webinaire de la s\u00e9rie de webinaires mensuels<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> et d’AleaGreen<\/strong> aura lieu le jeudi 19 septembre. \u00c0 cette occasion, le webinaire analysera l’\u00e9volution et les perspectives des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9nergie, le stockage de l’\u00e9nergie<\/strong>, en particulier les batteries<\/strong> et l’hydrog\u00e8ne vert<\/strong>, ainsi que la situation actuelle et les perspectives de l’autoconsommation<\/strong>. Il comprendra \u00e9galement une explication des services d’AleaSoft<\/strong> pour les n\u00e9gociants en \u00e9nergie. Xavier Cugat, directeur de produit chez Pylontech<\/strong>, et Francisco Valverde, professionnel ind\u00e9pendant pour le d\u00e9veloppement des \u00e9nergies renouvelables, participeront \u00e0 la table d’analyse du webinaire.<\/p>\n

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