AleaSoft Energy Forecasting, 7 septembre 2026. Au cours de la première semaine de septembre, l’Espagne et le Portugal ont atteint leurs prix journaliers de l’électricité les plus élevés depuis décembre 2022, tandis que l’Italie a atteint son niveau le plus élevé depuis janvier 2023, dans un contexte de baisse de la production éolienne, de hausse de la demande et de prix du gaz élevés. Les principaux marchés européens de l’électricité ont établi des records de production solaire photovoltaïque pour un jour de septembre. Les contrats à terme du gaz TTF ont atteint leur prix le plus élevé depuis janvier 2023, portés par les tensions dans le détroit d’Ormuz et par une demande de gaz plus forte en Europe.
Production solaire photovoltaïque et production éolienne
Au cours de la semaine du 31 août, la production solaire photovoltaïque a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. La France a enregistré la plus forte hausse, de 30%, suivie du Portugal, avec 26%. L’Allemagne a enregistré la plus faible hausse, de 0,3%, tandis que la production a augmenté de 4,5% en Italie et de 13% en Espagne.
L’Allemagne a prolongé la tendance haussière amorcée la semaine précédente. En France et au Portugal, la production solaire photovoltaïque a de nouveau augmenté après deux semaines de baisses. En Espagne et en Italie, la hausse a mis fin à une tendance baissière de quatre semaines.
Au cours de la semaine, tous les marchés analysés ont établi des records de production solaire photovoltaïque pour un jour de septembre. Le Portugal a atteint son record le 2 septembre, avec 31 GWh, et l’Espagne a atteint le sien le 3 septembre, avec 267 GWh. La France et l’Italie ont établi de nouveaux records le 4 septembre, avec 155 GWh et 143 GWh, respectivement. L’Allemagne a terminé la semaine avec un record de 389 GWh le 6 septembre.
Pour la semaine du 7 septembre, les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent une hausse de la production sur les marchés italien et espagnol et une baisse sur le marché allemand.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Au cours de la première semaine de septembre, la production éolienne a augmenté de 19% en Allemagne par rapport à la semaine précédente. La production a diminué sur les autres marchés analysés. Le Portugal a enregistré la plus forte baisse, de 55%, suivi de l’Espagne, avec 40%. La production éolienne a reculé de 25% en France et de 14% en Italie.
L’Allemagne a prolongé sa tendance haussière pour la troisième semaine consécutive. En France, au Portugal, en Espagne et en Italie, la production éolienne a inversé sa tendance après deux semaines de hausses.
Pour la semaine du 7 septembre, les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent une hausse de la production sur les marchés portugais et espagnol et une baisse sur les marchés allemand, français et italien.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Demande d’électricité
Au cours de la semaine du 31 août, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. L’Espagne a enregistré la plus forte hausse, de 11%, suivie de l’Italie, avec 9,3%. La demande a également augmenté de 7,2% au Portugal, de 3,5% en Allemagne et de 2,8% en France. En revanche, la demande a baissé de 2,3% en Grande-Bretagne et de 0,9% en Belgique.
L’Espagne et le Portugal ont inversé leur tendance après six et quatre semaines de baisses, respectivement. L’Allemagne, la France et l’Italie ont prolongé leurs tendances haussières pour la deuxième semaine consécutive.
Au cours de la semaine, les températures moyennes ont augmenté de 2,8 °C au Portugal, de 1,8 °C en Espagne et de 0,3 °C en Belgique. En revanche, les températures ont baissé en France, en Allemagne, en Grande-Bretagne et en Italie, avec des reculs allant de 0,3 °C en France à 1,2 °C en Italie.
La hausse des températures dans la péninsule Ibérique a coïncidé avec un épisode de fortes chaleurs en Espagne, où les températures ont dépassé 43 °C en Andalousie. Cet épisode de chaleur a coïncidé avec une hausse de la demande d’électricité en Espagne et au Portugal. Sur plusieurs des principaux marchés européens, le début du mois de septembre a également coïncidé avec la reprise de l’activité après la période de vacances d’août. En Grande-Bretagne, le Summer Bank Holiday du 31 août a contribué à la baisse de la demande.
Pour la semaine du 7 septembre, les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent des baisses sur les marchés allemand, français, espagnol, italien et britannique. En revanche, la demande augmentera sur les marchés portugais et belge.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Les prix moyens hebdomadaires des principaux marchés européens ont affiché des tendances contrastées au cours de la première semaine de septembre. Le Portugal et l’Espagne ont enregistré les plus fortes hausses de prix, de 36% dans les deux cas, suivis de l’Italie, avec une hausse de 4,5%. Le marché néerlandais a très peu varié, avec une hausse de 1,4%. En revanche, le marché britannique a enregistré la plus forte baisse, de 21%, suivi de l’Allemagne, avec un recul de 8,9%. Les prix ont également baissé sur les marchés nordique, belge et français, avec des reculs allant de 4,2% sur le marché nordique à 1,6% en France.
Au cours de la semaine du 31 août, le marché italien a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus élevée, de 202,89 €/MWh. Les marchés portugais et espagnol ont suivi, avec 144,71 €/MWh et 144,51 €/MWh, respectivement. À l’autre extrémité, le marché nordique a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, de 86,05 €/MWh, suivi du marché allemand, avec 113,09 €/MWh. Sur les autres marchés analysés chez AleaSoft Energy Forecasting, les prix moyens se sont situés entre 119,25 €/MWh sur le marché français et 128,02 €/MWh sur le marché belge.
Les prix journaliers des principaux marchés européens de l’électricité sont restés au-dessus de 100 €/MWh pendant presque toute la première semaine de septembre. Sur le marché italien, les prix ont dépassé 210 €/MWh du 2 au 4 septembre. Les prix journaliers ont atteint leurs maximums hebdomadaires le 2 septembre sur les marchés allemand, français, italien, britannique, belge et néerlandais, avec 163,73 €/MWh, 163,60 €/MWh, 212,71 €/MWh, 178,88 €/MWh, 172,18 €/MWh et 167,24 €/MWh, respectivement. Sur le marché italien, ce prix a marqué le niveau le plus élevé depuis le 1er janvier 2023. Le 7 septembre, le prix sur ce marché a encore augmenté, jusqu’à 218,93 €/MWh, tout en restant inférieur au niveau enregistré le 31 décembre 2022. Le marché nordique a atteint son maximum hebdomadaire le 1er septembre, avec 124,64 €/MWh. De leur côté, les marchés portugais et espagnol ont enregistré leurs prix les plus élevés de la semaine le 4 septembre, avec 170,36 €/MWh et 169,50 €/MWh, respectivement. Dans les deux cas, ces niveaux ont marqué leurs prix les plus élevés depuis le 6 décembre 2022. Le 7 septembre, les deux marchés ont atteint une valeur encore plus élevée, de 172,07 €/MWh, bien que ce chiffre soit resté inférieur au niveau enregistré le 5 décembre 2022.
Le 5 septembre, la plupart des marchés analysés ont enregistré leurs prix minimums hebdomadaires. Ce jour-là, le prix du marché allemand est tombé à 42,14 €/MWh, tandis que le marché nordique a clôturé à 18,42 €/MWh. Les marchés français, britannique, belge et néerlandais ont également atteint leurs prix les plus bas de la semaine ce jour-là, entre 75,57 €/MWh sur le marché néerlandais et 89,42 €/MWh sur le marché belge. En revanche, les marchés portugais et espagnol ont enregistré leurs prix journaliers les plus bas le 31 août, avec 106,53 €/MWh et 106,51 €/MWh, respectivement.
L’épisode de chaleur inhabituelle en Espagne a stimulé la demande d’électricité dans la péninsule Ibérique au cours de la semaine. La baisse de 40% de la production éolienne en Espagne et le recul de 55% au Portugal ont également contribué à la forte hausse des prix sur les deux marchés. La hausse de la demande, la baisse de la production éolienne et les prix élevés du gaz ont également poussé la moyenne hebdomadaire du marché italien au-dessus de 200 €/MWh. En revanche, la Grande-Bretagne, où la demande a baissé de 2,3% et les températures moyennes ont reculé de 0,9 °C, a enregistré la plus forte baisse des prix en pourcentage parmi les marchés analysés.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent une baisse des prix sur les marchés portugais et espagnol pour la semaine du 7 septembre, dans un contexte de reprise de la production éolienne dans la péninsule Ibérique. Sur les autres marchés analysés, les prix augmenteront avec la baisse de la production éolienne. La production solaire diminuera également sur le marché allemand.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'OMIE, RTE, Nord Pool et GME.Brent, combustibles et CO2
Les contrats à terme du pétrole Brent pour le Front‑Month sur le marché ICE ont augmenté de manière soutenue au cours de la première semaine de septembre. Le lundi 31 août, ils ont atteint leur prix de règlement minimum hebdomadaire, de 90,49 $/bbl, 1,3% supérieur à celui du vendredi précédent. Le vendredi 4 septembre, ils ont atteint leur prix de règlement maximum hebdomadaire, de 96,28 $/bbl, 7,8% supérieur à celui du vendredi précédent. Selon les données analysées chez AleaSoft Energy Forecasting, ce prix a marqué le niveau le plus élevé depuis le 25 juillet.
Les prix des contrats à terme du pétrole Brent ont augmenté dans un contexte de tensions géopolitiques au Moyen-Orient, après que les États-Unis et l’Iran ont échangé des attaques qui ont touché des pétroliers et accru le risque de nouvelles perturbations du trafic maritime dans le détroit d’Ormuz.
En ce qui concerne les contrats à terme du gaz TTF sur le marché ICE pour le Front‑Month, ils ont enregistré leur prix de règlement minimum hebdomadaire, de 69,81 €/MWh, le lundi 31 août, déjà 4,2% supérieur à celui du vendredi précédent. Les prix ont continué à augmenter et ont atteint leur maximum hebdomadaire, de 73,63 €/MWh, le 2 septembre. Selon les données analysées chez AleaSoft Energy Forecasting, ce prix a marqué le niveau le plus élevé depuis le 10 janvier 2023. Lors des deux dernières séances de la semaine, les prix sont restés légèrement en dessous de 72 €/MWh. Le vendredi 4 septembre, le prix de règlement s’est établi à 71,95 €/MWh, 7,4% supérieur à celui du vendredi précédent.
Comme pour les contrats à terme du pétrole Brent, la montée des tensions dans le détroit d’Ormuz a réduit les flux de gaz naturel liquéfié du Qatar et des Émirats arabes unis vers l’Europe. Conjuguée à une demande européenne plus forte, cette réduction a poussé à la hausse les prix des contrats à terme du gaz TTF au cours de la première semaine de septembre.
En ce qui concerne les contrats à terme des quotas d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2026, ils ont enregistré leur prix de règlement minimum hebdomadaire, de 83,10 €/t, le 31 août, déjà 0,4% supérieur à celui du vendredi précédent. Les prix ont continué à augmenter lors de la plupart des séances de la première semaine de septembre. Ainsi, le vendredi 4 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de règlement maximum hebdomadaire, de 84,18 €/t, 1,7% supérieur à celui du vendredi précédent. Selon les données analysées chez AleaSoft Energy Forecasting, ce prix a marqué le niveau le plus élevé depuis le 26 août.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ICE et d'EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés de l’énergie en Europe
Le jeudi 17 septembre, AleaSoft Energy Forecasting organisera la 69e édition de sa série de webinaires mensuels. La session abordera l’évolution et les perspectives des marchés de l’énergie européens, ainsi que la situation actuelle, les évolutions attendues et les principaux défis du stockage d’énergie. Les intervenants analyseront également les progrès de l’autoconsommation, ses défis actuels et les opportunités qu’elle offre pour optimiser les installations et réduire l’exposition à la volatilité des prix. Parmi les intervenants figureront Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets chez S&P Global Energy, et Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner chez AleaSoft. Francisco Valverde Sánchez, professionnel indépendant du développement des énergies renouvelables, participera également à la table d’analyse du webinaire en espagnol.
Source : AleaSoft Energy Forecasting.