AleaSoft Energy Forecasting, 18 août 2025. Au cours de la semaine du 11 août, l’Allemagne et la France ont enregistré des records de production photovoltaïque solaire. La production éolienne a augmenté au Portugal et en France, tandis qu’elle a diminué en Allemagne, en Italie et en Espagne. La demande d’électricité a augmenté sur la plupart des marchés européens en raison de températures plus élevées, ce qui a entraîné une hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité. Les contrats à terme sur le gaz TTF ont atteint leur plus bas niveau depuis juillet 2024.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 11 août, la production solaire photovoltaïque a augmenté sur les marchés électriques français et allemand pour la troisième semaine consécutive par rapport à la semaine précédente. Le marché français a enregistré la plus forte augmentation, avec 13 %, tandis que le marché allemand a augmenté de 8,0 %. En revanche, sur les marchés du sud de l’Europe, la tendance à la hausse de la semaine précédente s’est inversée. Le marché italien a enregistré la plus forte baisse, avec 9,3 %, suivi par les marchés portugais et espagnol, avec respectivement 5,8 % et 4,7 %.
La France et l’Allemagne ont également atteint de nouveaux records historiques de production solaire photovoltaïque quotidienne pour le mois d’août, dépassant les records de la semaine précédente. Le lundi 11 août, les marchés allemand et français ont respectivement produit 437 GWh et 155 GWh.
Selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting pour la semaine du 18 août, la production photovoltaïque solaire augmentera sur le marché espagnol. En revanche, elle devrait diminuer sur les marchés italien et allemand.
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 deuxième semaine d’août, la production éolienne a augmenté sur les marchés portugais et français par rapport à la semaine précédente. Le marché portugais a enregistré une hausse de 53 %, tandis que le marché français a augmenté de 48 %, inversant ainsi les baisses des deux et trois dernières semaines, respectivement. En revanche, les marchés allemand, italien et espagnol ont continué à baisser pour la deuxième semaine consécutive. Le marché allemand a subi la plus forte baisse, avec 42 %, tandis que les marchés espagnol et italien ont enregistré des baisses de 25 % et 30 %, respectivement.
Pour la semaine du 18 août, selon les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production issue de cette technologie augmentera sur les marchés allemand, espagnol, portugais et italien. En revanche, elle diminuera sur le marché français.
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 11 août, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Après trois semaines de baisse, le marché britannique a enregistré la plus forte hausse, avec 12 %. Le marché belge a maintenu la tendance à la hausse des deux semaines précédentes, avec une augmentation de 6,2 %. Les marchés allemand et français ont inversé la tendance baissière des deux et trois dernières semaines respectivement, avec des hausses de 3,0 % et 4,3 %. La demande sur le marché espagnol a augmenté pour la deuxième semaine consécutive, cette fois-ci de 1,5 %. Les marchés portugais et italien ont constitué l’exception. Le marché portugais a enregistré sa deuxième baisse consécutive avec un recul de 3,5 %. Quant au marché italien, il a reculé de 1,4 %, prolongeant ainsi la tendance négative des trois dernières semaines.
La hausse des températures moyennes au cours de la semaine sur tous les marchés analysés a stimulé la demande dans la plupart d’entre eux. Les augmentations des températures moyennes ont varié entre 2,0 °C en Espagne et 3,3 °C en France.
Les augmentations de la demande d’une semaine à l’autre se sont maintenues malgré le jour férié national du 15 août, jour de l’Assomption, célébré en Espagne, en Belgique, en France, en Italie et au Portugal, en raison de la vague de chaleur qui a touché plusieurs de ces pays au cours de la semaine.
Pour la semaine du 18 août, selon les prévisions de la demande d’AleaSoft Energy Forecasting,
la demande augmentera sur les marchés allemand, espagnol et italien, tandis que des baisses sont prévues sur les marchés français, portugais, britannique et belge.
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 d’août, les prix moyens des principaux marchés électriques européens ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Le marché IPEX en Italie et le marché MIBEL au Portugal et en Espagne ont enregistré les hausses les plus faibles, respectivement de 4,9 %, 20 % et 22 %. En revanche, le marché Nord Pool des pays nordiques a enregistré la plus forte hausse en pourcentage, avec 293 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté entre 37 % sur le marché EPEX SPOT en Allemagne et 62 % sur le marché EPEX SPOT en France.
Au cours de la semaine du 11 août, les moyennes hebdomadaires ont dépassé 75 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité. Les exceptions ont été les marchés nordiques et français, dont les moyennes ont été respectivement de 28,00 €/MWh et 66,34 €/MWh. En revanche, le marché italien a atteint la moyenne hebdomadaire la plus élevée, avec 113,27 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 77,06 €/MWh sur le marché belge et 96,18 €/MWh sur le marché N2EX au Royaume-Uni.
En ce qui concerne les prix quotidiens, le samedi 16 août, le marché nordique a atteint la moyenne la plus basse de la semaine parmi les marchés analysés, avec 4,55 €/MWh. En revanche, le 13 août, ce marché a enregistré son prix le plus élevé depuis le 10 mai, avec 63,56 €/MWh. Par ailleurs, les prix quotidiens du marché italien sont restés supérieurs à 100 €/MWh pendant la deuxième semaine d’août. Les prix des marchés britannique, espagnol et portugais ont également dépassé les 100 €/MWh le 13 août, tandis que les marchés allemand, britannique et néerlandais ont enregistré des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh le 14 août. Le 13 août, le marché italien a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine, à 118,47 €/MWh.
En ce qui concerne les prix horaires, les 13 et 14 août, les marchés allemand, belge et néerlandais ont enregistré des prix horaires supérieurs à 200 €/MWh. Le jeudi 14 août, de 20h00 à 21h00, le marché allemand a atteint le prix horaire le plus élevé de la semaine, à 283,89 €/MWh. Par ailleurs, le 13 août, de 20h00 à 21h00, le marché nordique a atteint un prix de 96,93 €/MWh. Il s’agit de son prix le plus élevé depuis le 10 mai.
Au cours de la semaine du 11 août, l’augmentation de la demande et la baisse de la production éolienne sur la plupart des marchés ont entraîné une hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité. De plus, la production solaire a diminué sur les marchés espagnol, italien et portugais, tandis que la production nucléaire a baissé sur le marché français. Cependant, la baisse de la demande sur les marchés italien et portugais a contribué à ce que ces marchés enregistrent les plus faibles augmentations de prix en pourcentage.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la troisième semaine d’août, les prix baisseront sur la plupart des marchés européens de l’électricité, sous l’influence de l’augmentation de la production éolienne. De plus, la demande diminuera sur certains marchés.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, combustibles et CO2
Les cours de clôture des contrats à terme sur le pétrole Brent pour le Front‑Month sur le marché ICE sont restés inférieurs à 67 $/bbl pendant la deuxième semaine d’août. Le 13 août, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 65,63 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus bas depuis le 6 juin. En revanche, après une hausse de 1,8 % par rapport à la veille, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 66,84 $/bbl, le 14 août. Le vendredi 15 août, le prix de clôture était de 65,85 $/bbl. Ce prix était inférieur de 1,1 % à celui du vendredi précédent.
Les inquiétudes concernant l’évolution de la demande et l’augmentation de la production ont exercé une pression à la baisse sur les prix des contrats à terme du Brent au cours de la deuxième semaine d’août. Cependant, les menaces du président américain en cas d’échec des négociations de paix pour l’Ukraine ont contribué à la hausse des prix le jeudi 14 août.
Quant aux contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 33,00 €/MWh, le lundi 11 août. Par la suite, les prix ont entamé une tendance à la baisse. En conséquence, le vendredi 15 août, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimum, à 31,03 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 4,4 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis le 11 juillet 2024.
Malgré la hausse des températures, l’abondance de l’offre a contribué à la baisse des prix des contrats à terme sur le gaz TTF au cours de la deuxième semaine d’août. De plus, les attentes d’un accord de paix pour l’Ukraine, qui augmenterait la disponibilité du gaz au niveau mondial grâce à la levée des sanctions sur le gaz russe, ont également exercé une influence à la baisse sur les prix de ces contrats à terme.
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, ils ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 72,34 €/t, le lundi 11 août. Les prix de clôture ont baissé lors de la plupart des séances de la deuxième semaine d’août. Le vendredi 15 août, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimum, à 70,68 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 3,5 % 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 perspectives des marchés énergétiques en Europe
Le 18 septembre, AleaSoft Energy Forecasting organisera le 58e webinaire de sa série de webinaires mensuels. Outre l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie, le webinaire analysera les perspectives du stockage d’énergie à l’aide de batteries, ainsi que la situation actuelle et les perspectives de l’autoconsommation. L’événement comprendra également une présentation des services d’AleaSoft destinés aux distributeurs.
Xavier Cugat, directeur technique BESS chez Seraphim, Francisco Valverde, professionnel indépendant spécialisé dans le développement des énergies renouvelables, et Alejandro Diego Rosell, professeur à l’EOI et consultant chez Nuvix Consulting, participeront à la table ronde.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
