AleaSoft Energy Forecasting, 2 février 2026. Au cours de la dernière semaine de janvier, les prix hebdomadaires de la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont été légèrement supérieurs à ceux de la semaine précédente et se sont situés au-dessus de 110 €/MWh. En revanche, le marché ibérique s’est à nouveau découplé, avec des moyennes proches de 20 €/MWh, favorisées par la production éolienne et une demande d’électricité moindre. En Italie, le photovoltaïque a atteint sa production la plus élevée pour un jour de janvier. Les contrats à terme sur le gaz TTF et le Brent ont atteint leurs plus hauts niveaux depuis juin et août 2025, respectivement, tandis que ceux sur le CO2 ont enregistré leur plus bas niveau depuis novembre.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 26 janvier, la production photovoltaïque solaire a augmenté sur les marchés français et italien par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte hausse, avec 41 %, tandis que le marché français a connu sa deuxième semaine consécutive de hausse, avec une croissance de 13 %. En revanche, les marchés de la péninsule ibérique et le marché allemand ont enregistré des baisses de production avec cette technologie. Le Portugal et l’Espagne ont maintenu leur tendance à la baisse pour la troisième semaine consécutive, enregistrant respectivement des baisses de 30 % et 34 %. Le marché allemand a connu la plus forte baisse, avec 64 %, après avoir affiché une tendance à la hausse au cours des deux semaines précédentes.
Le 27 janvier, le marché italien a atteint un record historique de production photovoltaïque pour un jour de janvier, avec une production de 69 GWh.
Pour la semaine du 2 février, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production augmentera sur les marchés allemand, espagnol et italien par rapport à la semaine précédente.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Au cours de la dernière semaine de janvier, la production éolienne a augmenté dans la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte hausse, avec 14 %, tandis que le marché portugais a affiché la plus faible augmentation, avec 10 %. Ces deux marchés ont maintenu leur tendance à la hausse pour la deuxième semaine consécutive. Le marché allemand a également connu une augmentation de la production éolienne au cours de la semaine, avec une hausse de 13 %, inversant ainsi la tendance à la baisse observée au cours des trois semaines précédentes. Sur le marché espagnol, la production éolienne est restée à un niveau similaire à celui de la semaine précédente, avec une légère baisse de 2,5 %, tandis qu’en France, la production issue de cette technologie a chuté de 32 % par rapport à la semaine précédente.
Au cours de la semaine, le marché italien a atteint le 28 janvier sa troisième plus grande production éolienne historique en une journée de janvier, avec une production de 173 GWh, après les records enregistrés les 9 et 10 janvier 2026, avec respectivement 182 GWh et 188 GWh.
Pour la première semaine de février, selon les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production issue de cette technologie augmentera sur les marchés allemand, français et espagnol. En revanche, les marchés portugais et italien enregistreront une baisse.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Demande en électricité
Au cours de la semaine du 26 janvier, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché britannique a enregistré la plus forte hausse, avec 3,7 % après deux semaines de baisse. Les marchés italien et allemand ont affiché les hausses les plus faibles, respectivement de 0,1 % et 0,3 %, et ont maintenu leur tendance à la hausse pour la cinquième semaine consécutive dans les deux cas. Le marché français a enregistré sa deuxième semaine de croissance consécutive, avec une augmentation de 1,4 %.
En revanche, les marchés de la péninsule ibérique et de la Belgique ont enregistré une baisse de la demande par rapport à la semaine précédente. Le marché belge a enregistré la baisse la plus faible, de 0,8 %, et a accumulé des baisses pour la troisième semaine consécutive. Les marchés espagnol et portugais ont inversé la tendance à la hausse et ont enregistré des baisses de 2,3 % et 7,5 % respectivement, après trois semaines consécutives de hausse.
Au cours de la dernière semaine de janvier, les températures moyennes ont été moins froides que la semaine précédente dans la plupart des marchés analysés. Le Portugal a enregistré la plus forte hausse, avec 2,2 °C, tandis que la France a connu la plus faible augmentation, avec 0,1 °C. En Italie, en Allemagne et en Espagne, les températures moyennes ont augmenté respectivement de 0,2 °C, 1,6 °C et 2,0 °C. En revanche, en Grande-Bretagne et en Belgique, les températures moyennes ont baissé respectivement de 1,3 °C et 2,0 °C par rapport à la semaine précédente.
Selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, la demande augmentera sur les marchés britannique, belge et espagnol au cours de la première semaine de février. En revanche, les marchés allemand, portugais, italien et français enregistreront une baisse de la demande.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au cours de la dernière semaine de janvier, les prix sur la plupart des marchés européens de l’électricité ont été légèrement supérieurs à ceux de la deuxième moitié de la semaine précédente. En conséquence, les prix hebdomadaires moyens sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Les exceptions ont été le marché IPEX en Italie et le marché MIBEL en Espagne et au Portugal, avec des baisses respectives de 4,7 %, 64 % et 73 %. En revanche, le marché EPEX SPOT en France a enregistré la plus forte hausse en pourcentage, avec 8,5 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté entre 1,2 % sur le marché EPEX SPOT allemand et 7,8 % sur le marché EPEX SPOT belge.
Au cours de la semaine du 26 janvier, les moyennes hebdomadaires ont dépassé 110 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. Les exceptions ont été les marchés portugais et espagnol, dont les moyennes se sont situées respectivement à 17,25 €/MWh et 23,03 €/MWh. En revanche, le marché italien a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus élevée, avec 140,74 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se sont situés entre 111,50 €/MWh sur le marché français et 123,31 €/MWh sur le marché allemand.
En ce qui concerne les prix quotidiens, sur la plupart des marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont dépassé les 90 €/MWh au cours de la dernière semaine de janvier. La seule exception a été le marché MIBEL, dont les prix quotidiens sont restés inférieurs à 40 €/MWh. Le dimanche 1er février, le marché portugais a atteint la moyenne hebdomadaire la plus basse parmi les marchés analysés, avec 1,04 €/MWh. Il s’agit du prix quotidien le plus bas depuis le 9 avril 2024. Dans le cas du marché espagnol, le samedi 31 janvier, le prix était de 5,57 €/MWh, soit le prix quotidien le plus bas de ce marché depuis le 24 mai 2025.
Par ailleurs, le marché Nord Pool des pays nordiques et les marchés allemand, belge, italien et néerlandais ont enregistré des prix quotidiens supérieurs à 130 €/MWh lors de certaines séances de la dernière semaine de janvier. Sur le marché italien, les prix quotidiens ont dépassé 145 €/MWh pendant les quatre premiers jours de la semaine. Ce marché a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine parmi les marchés analysés, avec 150,97 €/MWh, le mardi 27 janvier.
Au cours de la semaine du 26 janvier, la hausse des prix du gaz, l’augmentation de la demande et la baisse de la production solaire sur la plupart des marchés ont contribué à la hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité. En France, la baisse de la production éolienne a également favorisé la hausse des prix. Cependant, la baisse de la demande en Espagne et au Portugal a entraîné une baisse des prix sur le marché MIBEL. En outre, la production éolienne a augmenté au Portugal, tandis qu’en Espagne, elle est restée à des niveaux similaires à ceux de la semaine précédente et la production hydroélectrique a augmenté. Sur le marché italien, l’augmentation de la production éolienne et solaire a également contribué à la baisse des prix.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la première semaine de février, les prix baisseront sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, sous l’influence de l’augmentation de la production éolienne et solaire sur la plupart des marchés, ainsi que de la baisse de la demande dans certains cas. Toutefois, la baisse de la production éolienne au Portugal favorisera la hausse des prix sur ce marché.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, combustibles et CO2
Les contrats à terme sur le pétrole Brent pour le mois à venir sur le marché ICE ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 65,59 $/baril, le lundi 26 janvier. Les prix ont ensuite augmenté jusqu’au jeudi 29 janvier. Ce jour-là, ces contrats à terme ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire le plus élevé, à 70,71 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus élevé depuis le 1er août 2025. Le vendredi 30 janvier, le prix de clôture était légèrement inférieur, à 70,69 $/bbl. Ce prix était supérieur de 7,3 % à celui du vendredi précédent.
La crainte des répercussions possibles sur l’approvisionnement mondial en pétrole des tensions croissantes entre les États-Unis et l’Iran a entraîné une hausse des prix des contrats à terme sur le Brent au cours de la dernière semaine de janvier. La faiblesse du dollar a également contribué à cette hausse. Par ailleurs, l’OPEP+ a décidé dimanche 1er février de maintenir la pause dans ses augmentations de production au mois de mars.
Quant aux cours de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils sont restés supérieurs à 38 €/MWh au cours de la dernière semaine de janvier. Le mardi 27 janvier, ils ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 38,09 €/MWh. Les prix ont augmenté lors des séances suivantes. En conséquence, le jeudi 29 janvier, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximum, à 40,11 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus élevé depuis le 24 juin 2025. Après une baisse de 2,1 % par rapport à la veille, le vendredi 30 janvier, le prix de clôture s’est établi à 39,29 €/MWh, soit 1,9 % de moins que le vendredi précédent.
Au cours de la dernière semaine de janvier, les faibles niveaux des réserves européennes, les problèmes d’approvisionnement en provenance des États-Unis dus aux conditions météorologiques défavorables dans ce pays et les craintes concernant les effets des tensions au Moyen-Orient sur l’approvisionnement ont fait grimper les prix de clôture des contrats à terme TTF sur le gaz au-delà de 38 €/MWh tout au long de la semaine et ont atteint leur plus haut niveau depuis plusieurs mois le 29 janvier. Cependant, la reprise de l’approvisionnement américain a contribué à la baisse des prix en fin de semaine.
En ce qui concerne les cours de clôture des contrats à terme sur les quotas d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2026, ils sont restés inférieurs à 90 €/t au cours de la dernière semaine de janvier. Le mardi 27 janvier, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 88,37 €/t. Par la suite, les prix ont baissé. En conséquence, le vendredi 30 janvier, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 81,26 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 8,1 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis le 1er novembre 2025.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de l'ICE et de l'EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés énergétiques en Europe et le stockage dans des batteries
Le jeudi 12 février, AleaSoft Energy Forecasting organisera la 63e édition de sa série de webinaires mensuels. Tomás García, directeur principal, Energy & Infrastructure Advisory chez JLL, participera pour la cinquième fois à la série de webinaires. Les principaux thèmes abordés lors du webinaire comprendront l’évolution et les perspectives des marchés énergétiques européens, des informations sur les récentes transactions BESS en Espagne et les principaux facteurs d’évaluation des projets BESS autonomes en Espagne.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.