AleaSoft Energy Forecasting, 9 décembre 2025. Au cours de la première semaine de décembre, la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont enregistré des baisses hebdomadaires et des prix inférieurs à 95 €/MWh, avec des minima en France, en Espagne et au Portugal, bien que plusieurs marchés aient affiché des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh. En outre, des records de production solaire photovoltaïque pour un jour de décembre ont été atteints sur la plupart des marchés, la plus forte production éolienne quotidienne de décembre en Espagne depuis quatre ans et un minimum des contrats à terme sur le gaz TTF depuis avril 2024, inférieur à 27 €/MWh.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 1er décembre, la production photovoltaïque solaire a augmenté de 8,7 % sur le marché allemand par rapport à la semaine précédente. En revanche, les marchés italien, français et ibérique ont enregistré des baisses pour la deuxième semaine consécutive. Le marché portugais a connu la plus forte baisse, avec 33 %, suivi par le marché espagnol, avec 27 %. Le marché italien a connu la plus faible baisse, avec 17 %, tandis que sur le marché français, la production utilisant cette technologie a baissé de 22 %.
Malgré ces baisses, la plupart des marchés ont atteint des records de production photovoltaïque solaire pour un jour de décembre. Le lundi 1er décembre, les marchés espagnol, allemand, français et portugais ont atteint leurs records de production photovoltaïque journalière pour un mois de décembre, avec respectivement 117 GWh, 85 GWh, 49 GWh et 14 GWh. De son côté, le marché italien a enregistré sa production photovoltaïque solaire la plus élevée pour un mois de décembre, le lundi 8, avec 58 GWh.
Au cours de la semaine du 8 décembre, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production solaire devrait se redresser sur les marchés italien, allemand 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 fournies par ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.Au cours de la première semaine de décembre, la production éolienne a augmenté sur les marchés de la péninsule ibérique et de la France par rapport à la semaine précédente. Le marché portugais a enregistré la plus forte augmentation, avec 56 %, suivi par le marché français avec 34 % et le marché espagnol avec 23 %. Ces trois marchés ont enregistré des hausses pour la deuxième semaine consécutive. En revanche, les marchés allemand et italien ont enregistré des baisses de 6,3 % et 29 % respectivement. L’Allemagne a enregistré des baisses pour la deuxième semaine consécutive.
Le jeudi 4 décembre, le marché espagnol a atteint la production éolienne quotidienne la plus élevée pour un mois de décembre au cours des quatre dernières années, avec 369 GWh générés.
Au cours de la semaine du 8 décembre, selon les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, le marché allemand inversera la tendance à la baisse et enregistrera des augmentations. En revanche, les marchés de la péninsule ibérique, de l’Italie et de la France enregistreront des baisses de la production éolienne.
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 première semaine de décembre, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens. Le marché belge a enregistré la plus forte hausse, avec 6,2 %, suivi par le marché britannique, avec 0,9 %. Ces deux marchés ont affiché une tendance à la hausse après les baisses enregistrées la semaine précédente. En Allemagne, en Italie, au Portugal et en Espagne, les hausses de la demande ont varié entre 0,2 % sur le marché allemand et 0,6 % sur le marché espagnol. Ces quatre marchés ont enregistré des hausses pour la cinquième semaine consécutive. Le marché français a fait exception, avec une baisse de la demande de 1,5 % et des baisses cumulées pour la deuxième semaine consécutive.
Au cours de la semaine, tous les marchés analysés ont enregistré des températures moyennes supérieures à celles de la semaine précédente. L’Italie et la Belgique ont enregistré la plus forte augmentation, avec 1,0 °C dans les deux cas. En Allemagne, en Grande-Bretagne, en Espagne, en France et au Portugal, les températures moyennes ont augmenté entre 0,2 °C sur le marché allemand et 0,7 °C sur le marché portugais.
Pour la deuxième semaine de décembre, selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, la demande diminuera sur tous les marchés analysés, principalement en raison de températures moins froides que celles de la semaine précédente. Sur les marchés espagnol et italien, la demande diminuera également en raison du jour férié du lundi 8 décembre, jour de l’Immaculée Conception.
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 première semaine de décembre, les prix moyens de la plupart des principaux marchés électriques européens ont baissé par rapport à la semaine précédente. La seule exception a été le marché Nord Pool des pays nordiques, qui a enregistré une hausse de 20 %. Le marché IPEX en Italie a enregistré la plus faible baisse, avec 0,4 %, tandis que le marché EPEX SPOT en France a enregistré la plus forte baisse en pourcentage, avec 19 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé entre 7,7 % sur le marché EPEX SPOT en Belgique et 12 % sur le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas.
Au cours de la semaine du 1er décembre, les moyennes hebdomadaires ont été inférieures à 95 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. Les exceptions ont été les marchés allemand et italien, dont les moyennes ont été respectivement de 110,97 €/MWh et 126,15 €/MWh. Le marché MIBEL de l’Espagne et du Portugal et le marché français ont enregistré les moyennes hebdomadaires les plus basses, avec respectivement 64,51 €/MWh, 64,51 €/MWh et 64,65 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 73,79 €/MWh sur le marché nordique et 94,62 €/MWh sur le marché néerlandais.
En ce qui concerne les prix journaliers, le marché français a atteint la moyenne la plus basse de la semaine parmi les marchés analysés, avec 20,18 €/MWh, le dimanche 7 décembre. Outre le marché français, les marchés espagnol et portugais ont également enregistré des prix inférieurs à 35 €/MWh pendant le week-end.
D’autre part, la plupart des marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting ont enregistré des prix supérieurs à 100 €/MWh lors de certaines séances de la première semaine de décembre, à l’exception des marchés espagnol, français et portugais, ainsi que du marché N2EX au Royaume-Uni. Dans le cas du marché italien, les prix quotidiens ont dépassé 100 €/MWh pendant toute la première semaine de décembre. Cependant, c’est le marché allemand qui a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine, avec 164,81 €/MWh, le 3 décembre.
Au cours de la semaine du 1er décembre, la baisse hebdomadaire du prix du gaz a contribué à la chute des prix sur les marchés européens de l’électricité. L’augmentation de la production éolienne dans la péninsule ibérique et en France a favorisé les marchés espagnol, français et portugais, qui ont enregistré les moyennes hebdomadaires les plus basses. De plus, la demande a baissé en France tandis que la production solaire a augmenté en Allemagne.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la deuxième semaine de décembre, les prix pourraient continuer à baisser sur la plupart des principaux marchés électriques européens, favorisés par la chute de la demande. De plus, la production éolienne augmentera considérablement sur le marché allemand. En revanche, les prix augmenteront sur les marchés espagnol et portugais, influencés par la baisse de la production éolienne dans la péninsule ibérique.
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 Front-Month sur le marché ICE ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 62,45 $/bbl, le mardi 2 décembre. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus bas depuis le 22 octobre. Par la suite, les prix ont augmenté. En conséquence, le vendredi 5 décembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 63,75 $/bbl, soit 0,9 % de plus que le vendredi précédent. Cependant, après une baisse de 2,0 % par rapport au vendredi, le prix de clôture était de 62,49 $/bbl le lundi 8 décembre.
Début décembre, les pourparlers de paix en Ukraine ont continué d’exercer une influence à la baisse sur les prix des contrats à terme du Brent. Cependant, l’absence de progrès dans les négociations, ainsi que les attaques ukrainiennes contre les infrastructures pétrolières russes, ont contribué à la hausse des prix lors des dernières séances de la première semaine de décembre. En outre, les tensions croissantes entre les États-Unis et le Venezuela, ainsi que la possibilité d’une baisse des taux d’intérêt américains, qui pourrait contribuer à l’augmentation de la demande, ont également favorisé la reprise des prix.
D’autre part, l’augmentation de la production irakienne, ainsi que les inquiétudes concernant la demande, ont contribué à la chute des prix du Brent au début de la deuxième semaine de décembre. Cette semaine, l’Agence internationale de l’énergie et l’OPEP+ devraient publier leurs rapports sur l’évolution de la demande.
Quant aux contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont poursuivi, au cours de la première semaine de décembre, la tendance baissière observée la semaine précédente. Le lundi 1er décembre, ces contrats à terme ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire maximal, à 28,23 €/MWh. En revanche, après une baisse de 4,0 % par rapport à la veille, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 27,09 €/MWh, le jeudi 4 décembre. Le vendredi 5 décembre, une légère reprise s’est produite et le cours de clôture s’est établi à 27,27 €/MWh, soit 5,4 % de moins que le vendredi précédent.
Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, le prix de clôture du jeudi 4 décembre était le plus bas depuis le 6 avril 2024. Cependant, le lundi 8 décembre, le prix était encore plus bas, à 26,87 €/MWh, bien qu’il soit resté supérieur à la valeur enregistrée le 5 avril 2024.
Les flux gaziers en provenance de Norvège et l’abondance de l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié, ainsi que les prévisions de températures plus clémentes, ont contribué à la baisse des prix au cours de la première semaine de décembre. De plus, les négociations de paix pour l’Ukraine ont continué d’exercer une influence à la baisse sur les prix des contrats à terme TTF sur le gaz.
En ce qui concerne les cours de clôture des contrats à terme sur les quotas d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2026, ils sont restés inférieurs à 85 €/t pendant la première semaine de décembre. Le lundi 1er décembre, ils ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 84,85 €/t. En revanche, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimal, à 84,00 €/t, le 3 décembre. Le vendredi 5 décembre, le prix de clôture était de 84,19 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 1,5 % 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 a organisé la 61e édition de sa série de webinaires mensuels. La session en espagnol s’est concentrée sur le bilan de la première année du quinquennat des batteries et les perspectives pour les prochaines années du quinquennat. Cette session a réuni Antonio Hernández García, partenaire des secteurs réglementés chez EY, Jaume Pujol Benet, partenaire, conseil financier chez Deloitte, et Oscar Barrero Gil, partenaire responsable du secteur de l’énergie chez PwC Espagne. D’autre part, la session en anglais a analysé l’évolution des marchés électriques européens en 2025 et les principaux vecteurs stratégiques de la transition énergétique, tels que les énergies renouvelables, la demande, les réseaux et le stockage d’énergie.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
