AleaSoft Energy Forecasting, 24 novembre 2025. Au cours de la troisième semaine de novembre, les prix sur les principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté, sous l’effet d’une hausse de la demande liée à la baisse des températures et d’une diminution de la production d’énergies renouvelables sur plusieurs marchés. La plupart des marchés ont dépassé 95 €/MWh en moyenne hebdomadaire et, le vendredi 21, les prix quotidiens les plus élevés depuis au moins juillet ont été enregistrés. Le 20, le photovoltaïque a enregistré un record de production pour un jour de novembre au Portugal et le 21, les contrats à terme sur le gaz TTF ont chuté à 30,20 €/MWh, leur plus bas niveau depuis mai 2024.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 17 novembre, la production photovoltaïque solaire a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Les marchés de la péninsule ibérique ont enregistré les plus fortes hausses, avec 39 % en Espagne et 126 % au Portugal. Les marchés français et allemand ont affiché des hausses respectives de 4,2 % et 7,2 %. En revanche, sur le marché italien, la production utilisant cette technologie a baissé pour la deuxième semaine consécutive, cette fois-ci de 31 %.
Au cours de la semaine, les marchés de la péninsule ibérique ont atteint des records de production photovoltaïque solaire pour un jour de novembre. Le mardi 18, le marché espagnol a enregistré sa deuxième production photovoltaïque solaire la plus élevée pour un jour de novembre, avec 132 GWh, après le record atteint le 3, où 149 GWh ont été générés. De son côté, le Portugal a atteint son maximum de production photovoltaïque quotidienne pour un mois de novembre le 20, avec 18 GWh.
Pour la semaine du 24 novembre, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production photovoltaïque augmentera sur le marché italien, mais devrait baisser sur les marchés allemand et espagnol.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Au cours de la troisième semaine de novembre, la production éolienne a augmenté sur les marchés électriques italien et allemand par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte hausse, avec 70 %, après avoir connu des baisses au cours des trois dernières semaines. Le marché allemand a maintenu sa tendance à la hausse pour la deuxième semaine consécutive, avec une augmentation de 2,4 % cette fois-ci. En revanche, les marchés de la péninsule ibérique et de la France ont connu un renversement de tendance à la baisse. Le Portugal a enregistré la plus forte baisse, avec 60 %, suivi par l’Espagne, avec 22 %. Dans ce cas, la France a connu la plus faible baisse, avec 11 %.
Pour la dernière semaine de novembre, selon les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production éolienne augmentera sur les marchés de la péninsule ibérique et de l’Italie, tandis qu’elle diminuera sur les marchés français et allemand.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.Demande en électricité
Au cours de la semaine du 17 novembre, la demande d’électricité a augmenté sur les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché français a enregistré la plus forte hausse, avec 31 %, suivi par les marchés belge et britannique, avec respectivement 15 % et 14 %. Le marché portugais a enregistré la plus faible hausse, avec 2,5 %. Sur les marchés espagnol, allemand et italien, la demande a augmenté respectivement de 5,8 %, 6,1 % et 6,9 %. À l’exception des marchés français et belge, tous les autres marchés analysés ont enregistré une augmentation de la demande pour la troisième semaine consécutive.
Au cours de la semaine, tous les marchés analysés ont enregistré des températures moyennes inférieures à celles de la semaine précédente. La Belgique, l’Allemagne et la France ont enregistré les baisses les plus importantes, respectivement de 8,9 °C, 8,3 °C et 8,1 °C. En Italie, au Portugal, en Espagne et en Grande-Bretagne, les baisses des températures moyennes ont varié entre 2,6 °C sur le marché italien et 6,8 °C sur le marché britannique.
La hausse de la demande sur les marchés français et belge a également été favorisée par la reprise de l’activité après le jour férié national du 11 novembre, jour de l’Armistice, célébré dans les deux pays au cours de la deuxième semaine de novembre.
Para la última semana de noviembre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda aumentará en los mercados de Italia, Alemania, España, Portugal y Bélgica. Por otro lado, la demanda descenderá en los mercados de Francia y Gran Bretaña.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au cours de la troisième semaine de novembre, les prix moyens sur les principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Le marché IPEX en Italie a enregistré la plus faible hausse, avec 3,3 %, tandis que le marché Nord Pool des pays nordiques et le marché EPEX SPOT en France ont enregistré les plus fortes hausses en pourcentage, respectivement de 113 % et 179 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté entre 12 % sur le marché EPEX SPOT en Allemagne et 67 % sur le marché MIBEL au Portugal.
Au cours de la semaine du 17 novembre, les moyennes hebdomadaires ont dépassé 95 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. Les exceptions ont été les marchés espagnol, portugais et français, dont les moyennes ont été respectivement de 71,73 €/MWh, 72,25 €/MWh et 87,17 €/MWh. Le marché italien a atteint la moyenne hebdomadaire la plus élevée, avec 119,00 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 99,19 €/MWh sur le marché N2EX au Royaume-Uni et 104,91 €/MWh sur le marché allemand.
En ce qui concerne les prix quotidiens, le marché ibérique a atteint la moyenne hebdomadaire la plus basse parmi les marchés analysés, avec 39,88 €/MWh, le dimanche 23 novembre. Sur les autres marchés, les prix quotidiens sont restés supérieurs à 60 €/MWh au cours de la troisième semaine de novembre. Sur le marché italien, les prix quotidiens ont dépassé 105 €/MWh au cours de la semaine. Les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting ont également enregistré des prix supérieurs à 100 €/MWh lors de certaines séances de la troisième semaine de novembre. La plupart des marchés ont atteint leurs prix les plus élevés de la semaine le vendredi 21 novembre. Ce jour-là, le marché allemand a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine, à 146,48 €/MWh. Le marché nordique a atteint son prix quotidien le plus élevé depuis le 15 février, à 140,44 €/MWh. Les marchés français et belge ont enregistré leurs prix les plus élevés depuis le 2 juillet, respectivement 112,72 €/MWh et 133,62 €/MWh. Sur le marché italien, le prix s’est établi à 134,10 €/MWh le 21 novembre, son plus haut niveau quotidien depuis le 24 juin.
Au cours de la semaine du 17 novembre, l’augmentation de la demande d’électricité a entraîné une hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité. La hausse du prix hebdomadaire du gaz a également contribué à cette évolution. En outre, sur les marchés espagnol, français et portugais, la production éolienne a baissé, tandis que sur le marché italien, la production solaire a diminué.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la quatrième semaine de novembre, les prix continueront d’augmenter sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, sous l’influence de la baisse de la production éolienne sur des marchés tels que l’Allemagne et la France, ainsi que de l’augmentation de la demande sur certains marchés. En revanche, l’augmentation de la production éolienne dans la péninsule ibérique pourrait favoriser la baisse des prix sur le marché MIBEL.
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 atteint leur cours de clôture hebdomadaire maximal, à 64,89 $/baril, le mardi 18 novembre. Par la suite, les prix ont entamé une tendance à la baisse. En conséquence, le vendredi 21 novembre, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 62,56 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 2,8 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis le 22 octobre.
Au cours de la troisième semaine de novembre, les prix à terme du Brent sont restés inférieurs à 65 $/baril malgré les sanctions imposées aux compagnies pétrolières russes. Les pourparlers de paix pour l’Ukraine ont exercé une influence à la baisse sur les prix. La possibilité d’une levée des sanctions contre la Russie en cas d’accord a contribué à alimenter les craintes d’un éventuel excédent de l’offre sur le marché.
Quant aux contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont entamé la troisième semaine de novembre avec des hausses de prix. Le mardi 18 novembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 31,69 €/MWh. Au cours des séances suivantes de la semaine, les prix de clôture sont restés inférieurs à 31,20 €/MWh. Le vendredi 21 novembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimum, à 30,20 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 3,4 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis le 16 mai 2024.
Malgré les basses températures en Europe, la stabilité de l’approvisionnement a permis aux prix des contrats à terme TTF sur le gaz de rester inférieurs à 32 €/MWh au cours de la troisième semaine de novembre. Les prévisions de températures plus clémentes pour fin novembre et début décembre, ainsi que les pourparlers de paix pour l’Ukraine, ont contribué à la baisse des prix en fin de semaine.
En ce qui concerne les contrats à terme sur les quotas d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2025, ils ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 79,94 €/t, le lundi 17 novembre. Cependant, les prix ont dépassé les 80 €/t lors des autres séances de la troisième semaine de novembre. Le jeudi 20 novembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 81,38 €/t. Après une baisse de 1,2 % par rapport à la veille, le vendredi 21 novembre, le prix de clôture s’est établi à 80,42 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 0,6 % à celui du vendredi précédent.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de l'ICE et de l'EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les progrès et les perspectives pour les cinq prochaines années dans le domaine des batteries
Le jeudi 4 décembre, AleaSoft Energy Forecasting organisera la 61e édition de sa série de webinaires mensuels. À cette occasion, le webinaire analysera le bilan de la première année du quinquennat des batteries, les perspectives pour les prochaines années du quinquennat et les vecteurs stratégiques de la transition énergétique, tels que les énergies renouvelables, la demande, les réseaux et le stockage d’énergie. Les intervenants invités à ce webinaire seront Antonio Hernández García, associé des secteurs réglementés chez EY, Carlos Milans del Bosch, associé, Corporate Finance Energy chez Deloitte, et Oscar Barrero Gil, associé responsable du secteur de l’énergie chez PwC Espagne.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.