AleaSoft Energy Forecasting, 29 septembre 2025. Au cours de la quatrième semaine de septembre, les prix hebdomadaires ont augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, dépassant presque tous les 60 €/MWh. L’arrivée de l’automne a entraîné des températures plus froides qui ont stimulé la demande sur une grande partie des marchés, ainsi qu’une baisse de la production photovoltaïque. La production éolienne a également diminué sur plusieurs marchés. En revanche, la production éolienne a augmenté dans la péninsule ibérique, et la demande a baissé en Espagne, au Portugal et en Italie, ce qui a entraîné une baisse des prix sur ces marchés.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 22 septembre, la production photovoltaïque solaire a diminué sur les principaux marchés électriques européens par rapport à la semaine précédente, inversant ainsi la tendance à la hausse observée la semaine précédente. Le marché allemand a connu la plus forte baisse, avec 34 %. Il a été suivi par les marchés italien et français, avec des baisses respectives de 27 % et 26 %. Les baisses ont été relativement moins importantes dans la péninsule ibérique. Sur le marché espagnol, la production d’énergie photovoltaïque a chuté de 7,5 % et sur le marché portugais de 4,3 %. Dans ce dernier cas, cette tendance à la baisse s’est poursuivie pour la deuxième semaine consécutive.
Au cours de la semaine du 29 septembre, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la tendance à la baisse s’inversera, avec une augmentation de la production solaire photovoltaïque sur les marchés italien et allemand. Cependant, le marché espagnol connaîtra une baisse de la production solaire.
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.Au cours de la quatrième semaine de septembre, la production éolienne a augmenté dans la péninsule ibérique par rapport à la semaine précédente, ce qui a marqué un changement par rapport à la tendance à la baisse enregistrée à ce moment-là. Sur le marché portugais, la production issue de cette technologie a augmenté de 52 %, tandis que sur le marché espagnol, elle a augmenté de 16 %. De plus, le 28 septembre, la production éolienne quotidienne sur le marché portugais a atteint 74 GWh, un niveau qui n’avait plus été observé depuis fin avril 2025.
Cependant, sur les autres principaux marchés européens analysés, la production éolienne a baissé. Sur les marchés allemand et français, elle a chuté respectivement de 35 % et 29 %. Sur le marché allemand, cette baisse est survenue après trois semaines consécutives de hausse. La tendance à la baisse sur le marché français s’est poursuivie pour la troisième semaine consécutive. Le marché italien a enregistré la baisse la plus faible, avec 4,6 %, inversant ainsi la tendance à la hausse des deux semaines précédentes.
Au cours de la semaine du 29 septembre, selon les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production éolienne augmentera sur le marché italien et diminuera sur les marchés allemand, français, espagnol et portugais.
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 22 septembre, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Les marchés britannique et français ont enregistré les hausses les plus importantes, respectivement de 5,6 % et 5,3 %, poursuivant ainsi la tendance à la hausse observée la semaine précédente. Le marché belge a enregistré la plus faible augmentation, avec 2,2 %, inversant ainsi la tendance à la baisse des deux semaines précédentes. En revanche, les marchés du sud de l’Europe ont connu une baisse hebdomadaire de la demande d’électricité. Le marché espagnol a enregistré la plus forte baisse, avec 11 %. Les marchés italien et portugais ont enregistré des baisses respectives de 5,4 % et 3,7 %. Sur le marché italien, la tendance à la baisse s’est poursuivie pour la deuxième semaine consécutive. Les marchés ibériques ont inversé la tendance à la hausse de la semaine précédente.
Au cours de la semaine, les températures moyennes ont baissé sur les marchés analysés, avec des baisses allant de 3,2 °C en Italie à 6,4 °C en France.
Pour la semaine du 29 septembre, selon les prévisions de la demande d’AleaSoft Energy Forecasting, la demande diminuera sur la plupart des principaux marchés européens, même si elle devrait augmenter sur le marché britannique.
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 quatrième semaine de septembre, les prix moyens de la plupart des principaux marchés électriques européens ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Les exceptions ont été le marché IPEX en Italie, avec une légère baisse de 0,9 %, et le marché MIBEL en Espagne et au Portugal, avec une baisse de 18 %. Le marché EPEX SPOT en France a enregistré la plus faible hausse des prix, avec 34 %. En revanche, le marché Nord Pool des pays nordiques a enregistré la plus forte hausse en pourcentage, avec 92 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté entre 65 % sur le marché N2EX au Royaume-Uni et 78 % sur le marché EPEX SPOT en Allemagne.
Au cours de la semaine du 22 septembre, les moyennes hebdomadaires ont dépassé 60 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. Les exceptions ont été les marchés nordique et français, dont les moyennes ont été respectivement de 41,27 €/MWh et 44,17 €/MWh. Le marché italien a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus élevée, avec 108,67 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se sont situés entre 60,59 €/MWh sur le marché espagnol et 96,39 €/MWh sur le marché britannique.
En ce qui concerne les prix quotidiens, le lundi 22 septembre, le marché nordique a atteint la moyenne hebdomadaire la plus basse parmi les marchés analysés, avec 12,49 €/MWh. Le marché français a également enregistré des prix quotidiens inférieurs à 15 €/MWh les 22 et 23 septembre.
Par ailleurs, le marché italien a continué d’enregistrer des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh pendant presque toute la quatrième semaine de septembre. Le 23 septembre, ce marché a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine, à 116,20 €/MWh. Ce jour-là, les marchés allemand, britannique et néerlandais ont également atteint des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh. Par ailleurs, le lundi 29 septembre, les prix quotidiens de ces quatre marchés électriques ont de nouveau dépassé 100 €/MWh. Ce jour-là, le marché allemand a enregistré le prix quotidien le plus élevé, à 130,57 €/MWh.
Au cours de la semaine du 22 septembre, la baisse de la production solaire et éolienne sur la plupart des marchés, ainsi que l’augmentation de la demande d’électricité sur une grande partie d’entre eux, ont favorisé la hausse des prix sur la plupart des marchés européens de l’électricité. Cependant, l’augmentation de la production éolienne et la baisse de la demande dans la péninsule ibérique ont contribué à la baisse des prix sur le marché MIBEL.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la première semaine d’octobre, les prix augmenteront sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, sous l’influence de la baisse de la production éolienne. En outre, certains marchés enregistreront une augmentation de la demande d’électricité et le marché espagnol connaîtra une baisse de la production solaire.
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 66,57 $/baril, le lundi 22 septembre. Par la suite, les prix ont augmenté. En conséquence, le vendredi 26 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 70,13 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 5,2 % à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis le 1er août.
Les inquiétudes liées à l’approvisionnement causées par les attaques ukrainiennes contre les infrastructures énergétiques russes, ainsi que la baisse des réserves aux États-Unis, ont favorisé la hausse des prix des contrats à terme sur le Brent au cours de la quatrième semaine de septembre. Toutefois, les accords conclus pour reprendre les exportations de pétrole du Kurdistan, ainsi que les anticipations de nouvelles hausses de production lors de la prochaine réunion de l’OPEP+, pourraient exercer une influence à la baisse sur les prix au cours de la première semaine d’octobre.
Quant aux contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 31,84 €/MWh, le lundi 22 septembre. Par la suite, les prix ont augmenté, mais sont restés inférieurs à 33 €/MWh pendant la quatrième semaine de septembre. Le vendredi 26 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 32,70 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 1,2 % à celui du vendredi précédent.
Au cours de la quatrième semaine de septembre, les prix des contrats à terme TTF sur le gaz sont restés inférieurs à 33 €/MWh, favorisés par l’abondance de l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié. Les niveaux des réserves européennes, dont la moyenne dépasse 80 % et qui, dans certains pays, dépassent déjà 90 %, ont également contribué à cette évolution.
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, les cours de clôture sont restés supérieurs à 76 €/t pendant les trois premières séances de la quatrième semaine de septembre. Le mardi 23 septembre, ils ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 76,81 €/t. En revanche, le jeudi 25 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimal, à 75,76 €/t. Le vendredi 26 septembre, le prix était légèrement supérieur, à 75,97 €/t. Néanmoins, selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 2,0 % 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 perspectives des marchés énergétiques en Europe et le financement des projets renouvelables et de stockage
Le jeudi 9 octobre, AleaSoft Energy Forecasting organisera le 59e webinaire de sa série de webinaires mensuels. À cette occasion, des intervenants de Deloitte participeront pour la sixième année consécutive. Le webinaire analysera l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie pour l’hiver 2025-2026, le financement des projets d’énergies renouvelables et de stockage d’énergie, les perspectives des batteries et de l’hybridation, ainsi que l’importance des prévisions dans les audits et l’évaluation des portefeuilles.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
