AleaSoft Energy Forecasting, 15 septembre 2025. Au cours de la deuxième semaine de septembre, les prix de la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté, même si la moyenne hebdomadaire est restée inférieure à 75 €/MWh. Plusieurs d’entre eux ont dépassé les 100 €/MWh certains jours, l’Allemagne arrivant en tête avec un prix quotidien de 142,45 €/MWh le 9 septembre, son plus haut niveau depuis février. Ce marché a également dépassé les 400 €/MWh en une heure le 8 septembre. La hausse de la demande et des prix du gaz et du CO2 a stimulé les marchés, les contrats à terme sur le CO2atteignant leur plus haut niveau de clôture depuis février. L’Espagne et le Portugal ont enregistré des records historiques de production photovoltaïque pour un jour de septembre.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 8 septembre, la production solaire photovoltaïque a augmenté sur les marchés de la péninsule ibérique par rapport à la semaine précédente. Le marché portugais a enregistré la plus forte hausse, avec 13 %, après deux semaines de baisse. Le marché espagnol a enregistré une hausse de 2,3 % et a maintenu sa tendance à la hausse pour la deuxième semaine consécutive. Au cours de la semaine, l’Espagne et le Portugal ont tous deux atteint des records historiques de production solaire photovoltaïque pour un jour de septembre. Au Portugal, le record a été enregistré le mardi 9 avec 25 GWh, tandis qu’en Espagne, il a été atteint le vendredi 12 avec 193 GWh.
Cependant, sur les marchés français, allemand et italien, la production photovoltaïque solaire a diminué par rapport à la première semaine de septembre. La France a enregistré la baisse la plus faible, avec 18 %, tandis que l’Italie et l’Allemagne ont vu leur production diminuer de 19 % dans les deux cas. L’Allemagne a accumulé quatre semaines consécutives de baisse.
Pour la semaine du 15 septembre, les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting anticipent des augmentations de la production solaire photovoltaïque sur les marchés allemand, italien et espagnol.
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 de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.Au cours de la deuxième semaine de septembre, la production éolienne a augmenté dans la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le Portugal a enregistré la plus forte hausse, avec 14 %, tandis que l’Italie a enregistré la plus faible augmentation, avec 4,7 %. L’Allemagne a maintenu sa tendance à la hausse pour la deuxième semaine consécutive et a augmenté sa production de 12 %. En revanche, sur les marchés français et espagnol, la production issue de cette technologie a diminué, interrompant la série d’augmentations enregistrées au cours des deux semaines précédentes en France et des trois semaines précédentes en Espagne. La France a enregistré la plus faible baisse, avec 11 %, tandis que l’Espagne a vu sa production diminuer de 25 %.
Pour la troisième semaine de septembre, les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting prévoient une augmentation sur le marché allemand et des baisses sur les marchés français, italien, 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 deuxième semaine de septembre, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte hausse, avec 4,1 %, et a connu quatre semaines consécutives de croissance. Sur les marchés allemand, français et portugais, la demande a augmenté respectivement de 0,2 %, 0,3 % et 0,8 %. L’Allemagne et le Portugal ont prolongé leur tendance à la hausse pour la troisième semaine consécutive.
En revanche, sur les marchés espagnol, britannique et belge, la demande a diminué par rapport à la première semaine de septembre. Le marché espagnol a enregistré la baisse la plus faible, de 0,4 %, et a maintenu sa tendance à la baisse pour la deuxième semaine consécutive. Sur le marché britannique, la demande a diminué de 1,1 %. La Belgique a enregistré la plus forte baisse, de 1,4 %, après six semaines de hausse.
Les températures moyennes ont été inférieures à celles de la semaine précédente dans la plupart des marchés analysés. La Grande-Bretagne a enregistré la plus forte baisse, avec 2,4 °C, tandis que la péninsule ibérique a connu les baisses les plus modérées, avec 0,1 °C au Portugal et 0,4 °C en Espagne. La France, la Belgique et l’Allemagne ont enregistré des baisses de 1,3 °C, 1,6 °C et 1,7 °C, respectivement. L’Italie a maintenu des températures moyennes similaires à celles de la semaine précédente.
Pour la semaine du 15 septembre, les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting anticipent des augmentations de la demande sur les marchés britannique, espagnol et français, tandis que les marchés italien, portugais, allemand et belge enregistreront des baisses.
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 deuxième 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 N2EX au Royaume-Uni et le marché EPEX SPOT en France, dont les moyennes ont baissé respectivement de 3,8 % et 8,5 %. Le marché IPEX en Italie et le marché Nord Pool dans les pays nordiques ont enregistré les plus faibles hausses de prix, avec 4,4 % dans les deux cas. En revanche, le marché MIBEL du Portugal et de l’Espagne a enregistré les plus fortes hausses de prix en pourcentage, respectivement de 35 % et 36 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté entre 9,5 % sur le marché EPEX SPOT en Allemagne et 19 % sur le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas.
Au cours de la semaine du 8 septembre, les moyennes hebdomadaires sont restées inférieures à 75 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité, malgré la hausse des prix. Les exceptions ont été les marchés néerlandais, allemand et italien, dont les moyennes ont été respectivement de 85,92 €/MWh, 92,99 €/MWh et 111,16 €/MWh. Le marché français a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, avec 26,36 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 45,55 €/MWh sur le marché nordique et 71,64 €/MWh sur le marché britannique.
En ce qui concerne les prix quotidiens, le samedi 13 septembre, le marché français a atteint la moyenne la plus basse de la deuxième semaine de septembre parmi les marchés analysés, avec 9,69 €/MWh. Au début de la troisième semaine de septembre, le lundi 15, la plupart des marchés européens de l’électricité ont enregistré des prix quotidiens inférieurs à 15 €/MWh. Le marché français a de nouveau enregistré le prix le plus bas, à 3,38 €/MWh. Ce prix était le plus bas du marché français depuis le 9 juin. Les marchés belge, britannique et néerlandais ont atteint le 15 septembre leurs prix les plus bas depuis mai, tandis que le marché allemand a enregistré son prix le plus bas depuis le 2 janvier.
Par ailleurs, au cours de la deuxième semaine de septembre, les marchés allemand, belge, britannique, italien et néerlandais ont enregistré des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh. Le 9 septembre, le marché allemand a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine, à 142,45 €/MWh. Il s’agissait de son prix le plus élevé depuis le 18 février. De plus, le 8 septembre, entre 19h00 et 20h00, le marché allemand a enregistré un prix de 413,66 €/MWh, la valeur horaire la plus élevée depuis le 1er juillet.
Au cours de la semaine du 8 septembre, la hausse hebdomadaire des prix du gaz et des droits d’émission de CO2, la baisse de la production solaire et l’augmentation de la demande sur la plupart des marchés ont favorisé la hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité. La baisse de la production éolienne dans la péninsule ibérique a également contribué à la hausse des prix sur le marché MIBEL.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la troisième semaine de septembre, les prix baisseront sur la plupart des marchés européens de l’électricité, sous l’influence de l’augmentation de la production solaire et de la baisse de la demande sur certains marchés. De plus, la production éolienne augmentera considérablement en Allemagne.
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 suivant sur le marché ICE ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 66,02 $/baril, le lundi 8 septembre. Cette valeur a dépassé celle du vendredi précédent et a marqué le début d’une série de hausses lors des séances suivantes. En conséquence, le 10 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire maximal, à 67,49 $/bbl. Lors des dernières séances de la deuxième semaine de septembre, les prix sont restés inférieurs à 67 $/bbl. Le vendredi 12 septembre, le prix de clôture était de 66,99 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 2,3 % à celui du vendredi précédent.
La montée des tensions géopolitiques a exercé une influence à la hausse sur les prix des contrats à terme du Brent au cours de la deuxième semaine de septembre. Cependant, les inquiétudes liées à l’évolution de la demande et aux augmentations de production prévues par l’OPEP+ ont limité les hausses.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, le prix de clôture du lundi 8 septembre était de 33,06 €/MWh, soit une hausse de 3,4 % par rapport à la dernière séance de la semaine précédente. Le 10 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 33,12 €/MWh. En revanche, le jeudi 11 septembre, après une baisse de 2,4 % par rapport à la veille, ils ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimal, à 32,32 €/MWh. Le vendredi 12 septembre, le prix de clôture était de 32,66 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 2,2 % à celui du vendredi précédent.
Au cours de la deuxième semaine de septembre, les prix des contrats à terme TTF sur le gaz sont restés supérieurs à 32 €/MWh, influencés par la montée des tensions au Moyen-Orient, ainsi qu’entre la Russie et l’Ukraine. Toutefois, le niveau des stocks européens, proche de 80 %, et la fin des travaux de maintenance en Norvège ont contribué à empêcher les prix d’atteindre 34 €/MWh.
En ce qui concerne les contrats à terme sur les droits d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2025, les prix de clôture sont restés supérieurs à 75 €/t pendant la deuxième semaine de septembre. Le lundi 8, ils ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 77,16 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus élevé depuis le 18 février. En revanche, le jeudi 11 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimum, à 75,55 €/t. Le vendredi 12 septembre, le prix était légèrement supérieur, à 75,78 €/t. Ce prix était inférieur de 0,3 % 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, les batteries et l’autoconsommation
Le jeudi 18 septembre aura lieu le webinaire numéro 58 de la série de webinaires mensuels d’AleaSoft Energy Forecasting. Outre l’évolution des marchés européens de l’énergie, le webinaire analysera les perspectives du stockage d’énergie à l’aide de batteries et de l’autoconsommation. Au cours du webinaire, une présentation des services d’AleaSoft visant à améliorer la stratégie, la gestion et la planification des distributeurs sera également réalisée.
La table ronde réunira Xavier Cugat, directeur technique BESS chez Seraphim, Francisco Valverde, professionnel indépendant spécialisé dans le développement des énergies renouvelables, et Alejandro Diego Rosell, vulgarisateur et consultant dans le domaine de l’énergie, directeur des études chez World Wide Recruitment et professeur à l’EOI.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
