AleaSoft Energy Forecasting, 1er avril 2025. Au premier trimestre 2025, les prix ont augmenté sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité. Sur plusieurs marchés, le prix moyen trimestriel a été le plus élevé depuis le deuxième trimestre 2023. L’un des principaux moteurs de cette hausse a été l’augmentation des prix du gaz, dont la moyenne trimestrielle a également été la plus élevée depuis cette date. La hausse des prix du CO2 et de la demande d’électricité a également contribué à l’évolution des prix à la hausse. L’énergie solaire photovoltaïque a enregistré des niveaux de production record pour un premier trimestre sur les principaux marchés européens, tandis que la production d’énergie éolienne a diminué d’une année sur l’autre.
Production d’énergie solaire photovoltaïque et éolienne
Au cours du premier trimestre 2025, la production d’énergie solaire photovoltaïque a augmenté d’une année sur l’autre sur les principaux marchés européens, avec des hausses allant de 13 % en Espagne à 33 % en Allemagne et en France. Cette croissance a permis à tous ces marchés d’atteindre des niveaux records de production d’énergie photovoltaïque pour un premier trimestre : l’Allemagne avec 11 238 GWh, l’Espagne avec 8322 GWh, l’Italie avec 5276 GWh, la France avec 5092 GWh et le Portugal avec 1011 GWh.
En outre, la production d’énergie solaire photovoltaïque a également dépassé celle du trimestre précédent sur les marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, avec des augmentations allant de 15 % en Espagne et au Portugal à 81 % en Allemagne.
Au cours des trois premiers mois de 2025, 1077 MW de nouvelle capacité d’énergie solaire photovoltaïque ont été ajoutés au système continental espagnol. Au Portugal, jusqu’en février, la capacité installée de cette technologie a augmenté de 112 MW par rapport à décembre 2024.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.La production d’énergie éolienne a enregistré une baisse en glissement annuel au premier trimestre 2025 sur les principaux marchés européens, avec des baisses allant de 2,6 % sur le marché portugais à 29 % sur le marché allemand.
Cependant, si l’on compare la production du premier trimestre 2025 à celle du quatrième trimestre 2024, la plupart des marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting ont enregistré des augmentations. L’augmentation la plus importante a été enregistrée sur le marché espagnol, soit 16 %, tandis que la plus faible a été observée au Portugal, soit 2,9 %. En revanche, en Allemagne, la production d’énergie éolienne a diminué de 13 % par rapport au trimestre précédent.
Entre janvier et mars 2025, 111 MW d’énergie éolienne ont été installés en Espagne continentale. Au Portugal, jusqu’à la fin du mois de février, la capacité installée de cette technologie est restée inchangée par rapport à décembre 2024.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Demande d’électricité
Au premier trimestre 2025, la demande d’électricité a augmenté par rapport à la même période de l’année précédente sur les principaux marchés européens. Le marché français a enregistré la plus forte augmentation, 5,6 %, suivi par les marchés portugais et britannique, qui ont enregistré des augmentations de 3,7 % et 3,5 % dans chaque cas. La demande a augmenté de 1,1% sur le marché espagnol et de 2,5% sur le marché allemand. Les marchés belge et italien ont connu la plus faible croissance, respectivement 0,4 % et 0,5 %.
Par rapport au quatrième trimestre 2024, la demande a augmenté au cours du premier trimestre 2025 sur tous les marchés européens analysés. Le marché français a enregistré la plus forte augmentation, soit 14%. Il est suivi par le marché ibérique, avec une augmentation de 8,2% au Portugal et de 7,1% en Espagne. Les marchés italien, allemand, belge et britannique ont enregistré des hausses allant de 4,0% en Italie à 5,9% en Grande-Bretagne.
Au premier trimestre 2025, le Portugal a atteint un record en enregistrant sa plus forte demande trimestrielle d’électricité à ce jour, soit 14 TWh. Dans le même temps, la Grande-Bretagne, l’Allemagne et la France ont atteint leurs chiffres les plus élevés depuis le premier trimestre 2022, soit respectivement 66 TWh, 124 TWh et 130 TWh.
L’évolution des températures moyennes d’ une année sur l’autre a montré une tendance à la baisse en comparant les premiers trimestres de 2025 et 2024. Les températures moyennes ont diminué sur tous les marchés analysés, avec des baisses allant de 0,5 °C en Italie à 2,0 °C en Belgique et en Allemagne.
Par rapport au quatrième trimestre 2024, les températures moyennes du premier trimestre 2025 ont diminué sur tous les marchés analysés. Ces baisses ont été comprises entre 2,8 °C en Italie et 3,4 °C en Espagne.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au premier trimestre 2025, le prix moyen trimestriel a dépassé 85 €/MWh sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité. L’exception était le marché Nord Pool des pays nordiques, où la moyenne était de 45,50 €/MWh. Le marché N2EX du Royaume-Uni et le marché IPEX de l’Italie ont enregistré les prix trimestriels les plus élevés, soit 125,50 €/MWh et 137,57 €/MWh, respectivement. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les moyennes s’échelonnent de 85,12 €/MWh sur le marché MIBEL du Portugal à 111,94 €/MWh sur le marché EPEX SPOT de l’Allemagne.
Par rapport au trimestre précédent, au premier trimestre 2025, les prix ont augmenté sur la plupart des marchés européens de l’électricité analysés par AleaSoft Energy Forecasting. Les marchés espagnol et portugais font exception, avec une baisse de prix moyenne trimestrielle de 10 % dans les deux cas. En revanche, le marché nordique a enregistré la plus forte augmentation, soit 47 %. Les autres marchés ont enregistré des augmentations allant de 7,8 % pour le marché néerlandais à 15 % pour les marchés britannique et français.
Si l’on compare les prix moyens du premier trimestre 2025 à ceux enregistrés au cours du même trimestre 2024, on constate que les prix ont également augmenté sur la plupart des marchés analysés. Dans ce cas, l’exception est le marché nordique, avec une baisse de 22%. En revanche, les marchés espagnol et portugais ont enregistré les plus fortes hausses, respectivement de 90 % et 91 %. Sur les autres marchés, les augmentations varient de 50 % sur le marché italien à 67 % sur le marché britannique.
En raison de ces augmentations de prix, la moyenne du premier trimestre 2025 a été la plus élevée depuis le deuxième trimestre 2023 sur les marchés allemand, belge, britannique, français, italien et néerlandais. Pour le marché nordique, la moyenne du premier trimestre 2025 est la plus élevée depuis le deuxième trimestre 2024.
Au premier trimestre 2025, la hausse des prix du gaz et des quotas d’émission de CO2 ainsi que l’augmentation de la demande sur presque tous les marchés ont entraîné une augmentation des prix sur les marchés européens de l’électricité par rapport au trimestre précédent. En outre, sur le marché allemand, la production d’énergie éolienne a diminué.
Par rapport au premier trimestre 2024, les prix du gaz et des quotas d’émission de CO2 ont également augmenté. En outre, la demande d’électricité a augmenté sur presque tous les marchés et la production d’énergie éolienne a diminué. En raison de ces facteurs, la plupart des marchés ont enregistré des augmentations de prix de plus de 50 % d’une année sur l’autre.
Source : AleaSoft Energy Forecasting : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de l'OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, carburants et CO2
Les contrats à terme sur le pétrole Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont enregistré un prix moyen trimestriel de 74,98 $/b au premier trimestre 2025. Cette valeur est supérieure de 1,3 % au prix du trimestre précédent (74,01 $/b). Cependant, elle est inférieure de 8,3 % au prix moyen correspondant aux contrats à terme du premier trimestre 2024, soit 81,76 $/b.
Les inquiétudes concernant l’évolution de la demande mondiale de pétrole, provoquées par les politiques tarifaires des États-Unis, ont entraîné une baisse des prix à terme du pétrole Brent d’une année sur l’autre au premier trimestre 2025. L’atténuation de l’instabilité au Moyen-Orient lors de la dernière trêve dans le conflit entre Israël et le Hamas, ainsi que la possibilité d’un accord de paix pour l’Ukraine, ont également exercé une influence à la baisse sur les prix. En outre, la perspective d’une augmentation de la production dans des pays tels que les États-Unis et l’Irak, ainsi que les augmentations de la production de l’OPEP+ prévues pour les trimestres à venir, ont également pesé sur les prix. Cependant, les sanctions sur les exportations de l’Iran et du Venezuela, ainsi que la stimulation de l’économie chinoise, ont contribué à limiter la baisse des prix, qui ont été en moyenne légèrement supérieurs à ceux du trimestre précédent.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, la valeur moyenne enregistrée au cours du premier trimestre 2025 pour ces contrats à terme était de 46,77 €/MWh. Par rapport au prix moyen des contrats à terme du premier mois négociés au cours du trimestre précédent, soit 43,34 €/MWh, la moyenne a augmenté de 7,9 %. Par rapport au prix moyen des contrats à terme du premier mois négociés au cours du même trimestre de 2024, qui était de 27,56 €/MWh, le prix moyen a augmenté de 70 %. En conséquence de ces augmentations, au premier trimestre 2025, le prix moyen était le plus élevé depuis le deuxième trimestre 2023.
Au premier trimestre 2025, les basses températures et l’arrêt des livraisons de gaz russe via l’Ukraine ont entraîné une hausse des prix. Les inquiétudes concernant le faible niveau des réserves européennes ont également contribué à l’augmentation des prix à terme du gaz TTF. Toutefois, les négociations visant à mettre fin à la guerre en Ukraine ont exercé une influence à la baisse sur les prix, la fin de la guerre pouvant entraîner une augmentation des approvisionnements en gaz russe. À la fin du trimestre, des températures plus douces ont également contribué à limiter la hausse du prix moyen trimestriel.
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 atteint un prix moyen de 75,17 €/t au premier trimestre 2025, soit 10 % de plus que la moyenne du trimestre précédent, qui était de 68,10 €/t. Par rapport à la moyenne du même trimestre de 2024, 63,90 €/t, la moyenne du premier trimestre 2025 est supérieure de 18 %.
Source : AleaSoft Energy Forecasting : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de l'ICE et de l'EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur le stockage de l’énergie
La division AleaStorage d’AleaSoft Energy Forecasting fournit des rapports de prévision pour l’optimisation et la gestion des systèmes de stockage d’énergie. Les services d’AleaStorage comprennent le calcul des revenus et de la rentabilité des systèmes de stockage d’énergie, ainsi que le dimensionnement optimal des batteries pour les systèmes hybrides utilisant des énergies renouvelables. Ces services sont disponibles pour les projets de batteries autonomes, les systèmes hybrides de technologies renouvelables, telles que l’énergie éolienne et solaire, avec des batteries, les systèmes hybrides d’autoconsommation avec des batteries et d’autres systèmes hybrides, tels que l’hydraulique, le pompage réversible et la cogénération.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
