AleaSoft Energy Forecasting, le 8 juillet 2026. Au premier semestre 2026, les prix ont augmenté dans la plupart des principaux marchés de l’électricité européens, portés par la hausse des prix du gaz et de la demande. En revanche, la production solaire photovoltaïque et éolienne plus élevée a contribué à faire baisser les prix en Espagne et au Portugal. La production solaire photovoltaïque a atteint des records semestriels en Allemagne, en Espagne, en France et en Italie, tandis que la production éolienne a établi des records en France, en Italie et au Portugal. Le pétrole Brent et le gaz TTF ont atteint leurs prix moyens les plus élevés depuis 2023, en raison des tensions entre les États-Unis et l’Iran et des faibles niveaux de stockage de gaz.
Production solaire photovoltaïque et éolienne
Au premier semestre 2026, la production solaire photovoltaïque a augmenté dans les principaux marchés de l’électricité européens par rapport à la même période de l’année précédente. Les marchés espagnol et français ont enregistré les plus fortes hausses, toutes deux de 16%. Le Portugal et l’Italie ont atteint des hausses de 8,3% et 7,8%, respectivement, tandis que le marché allemand a enregistré la plus faible augmentation, de 5,7%.
Par rapport au second semestre 2025, la production solaire photovoltaïque a augmenté dans la plupart des principaux marchés européens. Le marché allemand a enregistré la plus forte hausse, de 34%. Il a été suivi par les marchés français et italien, avec des hausses de 17% et 10%, respectivement. Le marché espagnol a enregistré une augmentation plus modérée, de 5,2%. En revanche, la production au Portugal a diminué de 3,9%.
En outre, tous les marchés analysés, à l’exception du Portugal, ont atteint un record historique de production solaire photovoltaïque semestrielle au premier semestre 2026. Sur l’ensemble du semestre, l’Allemagne a produit 43 623 GWh avec cette technologie, l’Espagne a atteint 26 959 GWh, l’Italie a produit 18 351 GWh et la France a généré 17 457 GWh.
Selon les données de Red Eléctrica, au cours des six premiers mois de 2026, l’Espagne péninsulaire a ajouté 3763 MW de nouvelle capacité solaire photovoltaïque par rapport à la capacité installée à la fin de 2025, hors installations d’autoconsommation. Cela représente une augmentation de 9,2%. Au Portugal, selon les données de REN, la capacité solaire photovoltaïque a augmenté de 198 MW sur la même période, soit 4,1%.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Au premier semestre 2026, la production éolienne a augmenté dans les principaux marchés de l’électricité européens par rapport à la même période de 2025. Le marché italien a enregistré la plus forte hausse, de 17%. Il a été suivi par les marchés français et allemand, avec des hausses de 13% et 11%, respectivement. Les marchés portugais et espagnol ont enregistré les plus faibles augmentations, de 8,2% et 5,8%, respectivement.
Par rapport au second semestre 2025, la production éolienne a augmenté dans la plupart des marchés analysés. Le marché italien a enregistré la plus forte hausse, de 30%. Le Portugal s’est classé deuxième, avec une augmentation de 13%. Les marchés espagnol et français ont enregistré des hausses de 6,1% et 3,3%, respectivement. En revanche, la production avec cette technologie sur le marché allemand a diminué de 5,0%.
En outre, la France, l’Italie et le Portugal ont atteint des records historiques de production éolienne semestrielle au premier semestre 2026. Sur l’ensemble du semestre, la France a produit 26 050 GWh avec cette technologie, l’Italie a atteint 12 976 GWh et le Portugal a produit 7350 GWh.
En ce qui concerne la capacité installée, les données de Red Eléctrica indiquent qu’en juin 2026, la capacité éolienne de l’Espagne péninsulaire dépassait de 231 MW celle enregistrée à la fin de 2025, hors installations d’autoconsommation. Cela représente une augmentation de 0,7%. Au Portugal, les données de REN montrent une hausse de 84 MW sur la même période, soit une augmentation de 1,5%.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Demande d’électricité
Au premier semestre 2026, la demande d’électricité a augmenté en glissement annuel dans la plupart des principaux marchés de l’électricité européens. Le marché belge a enregistré la plus forte hausse, de 6,1%, suivi du Portugal, avec une augmentation de 4,0%. Les marchés espagnol, allemand et italien ont enregistré des hausses comprises entre 1,4% en Espagne et 2,7% en Italie. Le marché britannique a enregistré la plus faible augmentation, de 0,4%. En revanche, la demande sur le marché français a diminué de 0,5%.
La plupart des marchés ont également enregistré des hausses de la demande par rapport au semestre précédent. Le marché belge a mené cette tendance, avec une hausse de 8,7%. Il a été suivi par le marché français, avec 7,4%. Les marchés allemand, britannique et portugais ont enregistré des hausses de 2,0%, 3,3% et 3,4%, respectivement. L’Italie a enregistré la plus faible croissance, de 0,9%. En revanche, la demande sur le marché espagnol a reculé de 0,9%.
Dans le même temps, les températures moyennes ont augmenté en glissement annuel dans tous les principaux marchés européens, avec des hausses comprises entre 0,1 °C en Allemagne et 0,7 °C en Belgique et en France.
Par rapport au second semestre 2025, les températures moyennes ont diminué dans tous les marchés analysés. Les baisses ont été comprises entre 2,3 °C en France et 3,8 °C en Espagne.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid et ELIA.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés de l’électricité européens
Au premier semestre 2026, le prix moyen a dépassé 60 €/MWh dans la plupart des principaux marchés de l’électricité européens. Le marché N2EX du Royaume-Uni et le marché IPEX de l’Italie ont enregistré les prix semestriels les plus élevés, de 107,27 €/MWh et 127,18 €/MWh, respectivement. Les marchés MIBEL du Portugal et de l’Espagne ont enregistré les prix les plus bas, de 48,77 €/MWh et 49,83 €/MWh, respectivement. Sur les autres marchés analysés chez AleaSoft Energy Forecasting, les prix moyens ont été compris entre 61,78 €/MWh sur le marché français et 98,62 €/MWh sur le marché allemand, tandis que le marché nordique a affiché une moyenne de 79,05 €/MWh.
Par rapport au semestre précédent, les prix moyens ont augmenté dans la plupart des marchés de l’électricité européens au premier semestre 2026. Le marché nordique a enregistré la plus forte hausse, de 82%, suivi du marché britannique, avec 27%. Les marchés belge, néerlandais, italien, allemand et français ont enregistré des hausses comprises entre 11% et 23%. En revanche, les prix ont baissé sur les marchés espagnol et portugais, de 28% et 29%, respectivement.
En comparant les prix moyens du premier semestre 2026 avec ceux enregistrés au cours de la même période de 2025, les prix ont augmenté dans la plupart des marchés de l’électricité européens analysés chez AleaSoft Energy Forecasting. Le marché nordique a enregistré la plus forte hausse en glissement annuel, de 120%. Les marchés néerlandais, allemand, belge et italien ont enregistré des hausses comprises entre 6,4% et 9,4%, tandis que le prix sur le marché britannique a augmenté de 2,4%. En revanche, les prix ont baissé sur les marchés français, espagnol et portugais, de 7,4%, 19% et 23%, respectivement.
À la suite de ces hausses, au premier semestre 2026, le marché nordique a atteint son prix moyen le plus élevé depuis le premier semestre 2023, tandis que les marchés allemand, belge, britannique, italien et néerlandais ont enregistré leurs moyennes les plus élevées depuis le second semestre 2023. En revanche, les marchés espagnol et portugais ont enregistré leurs moyennes les plus basses depuis le second semestre 2024.
Au premier semestre 2026, la hausse des prix du gaz TTF, conjuguée à l’augmentation de la demande d’électricité, a fait monter les prix dans la plupart des marchés de l’électricité européens par rapport au semestre précédent. En revanche, l’augmentation de la production solaire photovoltaïque et éolienne dans la péninsule Ibérique a contribué à la baisse des prix sur les marchés espagnol et portugais.
Par rapport au premier semestre 2025, la hausse du prix moyen du gaz a entraîné des augmentations de prix en glissement annuel dans la plupart des marchés de l’électricité européens. À l’inverse, l’augmentation de la production solaire photovoltaïque et éolienne a contribué à faire baisser les prix sur les marchés français, portugais et espagnol.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'OMIE, Nord Pool et GME.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données d'OMIE, Nord Pool et GME.Brent, combustibles et CO2
Les contrats à terme du pétrole Brent pour le Front‑Month sur le marché ICE ont enregistré un prix moyen semestriel de 87,60 $/bbl au premier semestre 2026. Selon les données analysées chez AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit du prix le plus élevé depuis le premier semestre 2023. Ce prix a également été supérieur de 33% au prix moyen des contrats à terme Front‑Month du semestre précédent, qui s’était établi à 65,64 $/bbl. Il a été supérieur de 24% au prix correspondant des contrats à terme Front‑Month du premier semestre 2025, dont la moyenne était de 70,81 $/bbl.
Le conflit entre les États-Unis et l’Iran et ses conséquences sur l’approvisionnement à travers le détroit d’Ormuz ont contribué à la tendance haussière des prix des contrats à terme du Brent au premier semestre 2026.
Quant aux contrats à terme du gaz TTF sur le marché ICE pour le Front‑Month, le prix moyen enregistré au premier semestre 2026 a été de 42,94 €/MWh. Selon les données analysées chez AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit du prix le plus élevé depuis le second semestre 2023. Par rapport au prix moyen des contrats à terme Front‑Month du semestre précédent, de 31,59 €/MWh, la moyenne a augmenté de 36%. Par rapport aux contrats à terme Front‑Month négociés au cours de la même période de 2025, lorsque le prix moyen était de 41,21 €/MWh, la hausse a été de 4,2%.
Les faibles niveaux de stockage de gaz en Europe, conjugués aux tensions géopolitiques, ont contribué à la hausse des prix des contrats à terme du gaz TTF au premier semestre 2026.
En ce qui concerne les contrats à terme des droits d’émission de CO₂ sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2026, ils ont atteint un prix moyen de 77,13 €/t au premier semestre 2026. Ce prix a été inférieur de 2,4% à la moyenne enregistrée au semestre précédent, de 79,02 €/t. Par rapport à la moyenne de 74,62 €/t de la même période de 2025, le prix moyen du premier semestre 2026 a été supérieur de 3,4%.
L’analyse d’AleaSoft Energy Forecasting avec l’intelligence artificielle pour les marchés de l’énergie
Depuis 1999, AleaSoft Energy Forecasting développe des modèles de prévision pour les marchés de l’énergie européens en combinant intelligence artificielle, statistique, économétrie et une connaissance approfondie du secteur de l’énergie. Depuis 27 ans, l’IA constitue un élément central de sa méthodologie, permettant de produire des prévisions robustes des prix des marchés de l’électricité, de la demande d’électricité, de la production d’énergies renouvelables et d’autres variables clés utilisées dans la prise de décision.
La transition énergétique accroît la volatilité des marchés, la pénétration des énergies renouvelables, l’apparition de prix nuls et négatifs, le besoin de flexibilité et l’importance du stockage d’énergie. Dans ce contexte, AleaSoft Energy Forecasting continue de promouvoir le développement d’outils basés sur l’intelligence artificielle pour analyser les marchés, évaluer les risques, optimiser les stratégies d’achat et de vente d’énergie, structurer des PPA, valoriser des investissements, dimensionner des batteries, estimer les revenus des systèmes de stockage d’énergie et analyser des projets hybrides d’énergies renouvelables et de batteries.
Ces solutions combinent prévisions, intelligence artificielle et expérience accumulée sur les marchés de l’énergie pour aider les entreprises du secteur de l’énergie, les investisseurs, les producteurs, les fournisseurs, les grands consommateurs et les opérateurs à prendre des décisions mieux informées, avec davantage de rigueur et une vision stratégique de l’évolution du marché.
Source : AleaSoft Energy Forecasting.
