AleaSoft Energy Forecasting, 20 octobre 2025. Au cours de la troisième semaine d’octobre, les prix sur les principaux marchés européens de l’électricité ont poursuivi la tendance à la hausse de la semaine précédente, la plupart atteignant des moyennes hebdomadaires supérieures à 90 €/MWh. Une fois de plus, la plupart des marchés ont enregistré des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh, soit les plus hauts niveaux atteints ces derniers mois. De plus, les marchés néerlandais et allemand ont atteint des prix horaires supérieurs à 400 €/MWh, les valeurs les plus élevées depuis l’été et le début de l’année, respectivement. L’augmentation de la demande d’électricité et la baisse de la production éolienne et solaire sur la plupart des marchés ont favorisé la hausse des prix.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 13 octobre, la production photovoltaïque solaire a diminué sur la plupart des principaux marchés électriques européens par rapport à la semaine précédente. Après deux semaines de hausse, les marchés italien et français ont enregistré les baisses les plus importantes, respectivement de 24 % et 12 %. Les marchés portugais et espagnol ont poursuivi la tendance à la baisse de la semaine précédente, avec des baisses respectives de 8,5 % et 3,4 %. Il s’agissait de la quatrième semaine consécutive de baisse pour le marché espagnol. Le marché allemand a fait exception, enregistrant une augmentation de 42 % de la production photovoltaïque, inversant ainsi la tendance à la baisse de la semaine précédente.
Au cours de la semaine du 20 octobre, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la tendance à la baisse se poursuivra et la production photovoltaïque diminuera 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 troisième semaine d’octobre, la production éolienne a diminué dans la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a poursuivi la tendance à la baisse observée la semaine précédente, enregistrant la plus forte baisse, soit 61 %. Il a été suivi par les marchés portugais et espagnol, avec des baisses respectives de 47 % et 44 %. Dans les deux cas, ces baisses ont inversé la tendance à la hausse observée au cours de la deuxième semaine d’octobre. Le marché allemand a poursuivi la tendance à la baisse de la semaine précédente, mais avec la plus faible baisse, soit 28 %. En revanche, sur le marché français, la production éolienne a augmenté de 98 %, inversant ainsi la tendance à la baisse de la semaine précédente.
Au cours de la semaine du 20 octobre, selon les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production issue de cette technologie devrait augmenter de manière significative sur les principaux marchés européens.
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 13 octobre, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché britannique s’est distingué avec la plus forte augmentation de la demande, soit 8,0 %. Les augmentations sur les autres marchés ont varié entre 0,9 % en Espagne et 2,7 % en Belgique. Le marché espagnol a inversé la tendance à la baisse de la semaine précédente. Le marché portugais a poursuivi sa tendance à la hausse pour la troisième semaine consécutive, avec une augmentation de 1,3 % cette fois-ci. Sur les marchés britannique, belge et français, la demande d’électricité a augmenté pour la deuxième semaine consécutive. En revanche, les marchés allemand et italien ont inversé la tendance à la hausse enregistrée la semaine précédente, avec des baisses de la demande de 1,4 % et 0,4 % respectivement.
Au cours de la semaine, les températures moyennes ont baissé dans la plupart des marchés analysés par rapport à la semaine précédente. Les baisses ont varié entre 0,2 °C en Italie et 2,4 °C en Allemagne. La péninsule ibérique a fait exception. Au Portugal et en Espagne, les températures moyennes ont augmenté respectivement de 0,4 °C et 0,1 °C par rapport à la semaine qui a débuté le 6 octobre.
Para la semana del 20 de octubre, según las previsiones de demanda de AleaSoft Energy Forecasting, la demanda aumentará en los principales mercados europeos.
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 troisième semaine d’octobre, les prix moyens des principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Le marché EPEX SPOT français a enregistré la plus faible hausse des prix, avec seulement 0,4 %. En revanche, le marché Nord Pool des pays nordiques a enregistré la plus forte hausse en pourcentage, avec 68 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté entre 2,5 % sur le marché EPEX SPOT en Belgique et 17 % sur le marché MIBEL au Portugal.
Au cours de la semaine du 13 octobre, les moyennes hebdomadaires ont dépassé 90 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. Les exceptions ont été le marché nordique et le marché français, dont les moyennes ont été respectivement de 48,56 €/MWh et 78,78 €/MWh. En revanche, le marché allemand et le marché IPEX italien ont enregistré les moyennes hebdomadaires les plus élevées, avec respectivement 116,63 €/MWh et 118,22 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 92,99 €/MWh sur le marché espagnol et 108,94 €/MWh sur le marché néerlandais.
En ce qui concerne les prix quotidiens, au cours de la troisième semaine d’octobre, la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont enregistré des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh. Les marchés français et nordique ont fait exception. Ce dernier a atteint le prix quotidien le plus bas de la semaine parmi les marchés analysés, à 26,94 €/MWh, le jeudi 16 octobre. En revanche, le mardi 14 octobre, le marché allemand a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine, à 156,14 €/MWh. Il s’agissait de son prix le plus élevé depuis le 15 février. Le 15 octobre, le marché N2EX du Royaume-Uni a atteint son prix quotidien le plus élevé depuis le 14 mars, tandis que le marché portugais a enregistré son prix le plus élevé depuis le 21 juin. Les marchés italien et espagnol ont atteint leurs prix quotidiens les plus élevés depuis le 2 juillet, respectivement les 15 et 16 octobre. Le mardi 14 octobre, les marchés belge et néerlandais ont également atteint leur plus haut niveau.
Par ailleurs, le mardi 14 octobre, le marché néerlandais a atteint un prix horaire de 437,97 €/MWh, tandis que le marché allemand a enregistré un prix de 508,38 €/MWh. Des prix aussi élevés n’avaient pas été atteints sur ces marchés depuis début juillet et fin janvier, respectivement.
Au cours de la semaine du 13 octobre, l’augmentation de la demande et la baisse de la production éolienne et solaire sur la plupart des marchés ont entraîné une hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité. Cependant, l’augmentation notable de la production éolienne en France a contribué à limiter la hausse des prix sur le marché français.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la quatrième semaine d’octobre, les prix baisseront sur les marchés européens de l’électricité, sous l’influence d’augmentations significatives de la production éolienne.
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 à venir sur le marché ICE ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire maximal, à 63,32 $/baril, le lundi 13 octobre. Par la suite, ces contrats à terme ont enregistré une tendance à la baisse. En conséquence, le jeudi 16 octobre, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 61,06 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus bas depuis le 6 mai. Le vendredi 16 octobre, le prix de clôture était légèrement supérieur, à 61,29 $/bbl, mais il était encore inférieur de 2,3 % à celui du vendredi précédent.
Les inquiétudes concernant la demande, influencées par les tensions commerciales entre la Chine et les États-Unis, les prévisions de l’Agence internationale de l’énergie sur les excédents d’approvisionnement en 2026, ainsi que la diminution des tensions au Moyen-Orient, ont exercé une pression à la baisse sur les prix des contrats à terme du Brent au cours de la troisième semaine d’octobre. L’annonce par le président américain d’une prochaine réunion avec son homologue russe pour discuter de la fin de la guerre en Ukraine a également accru la pression à la baisse sur les prix en raison de la possibilité d’une plus grande disponibilité du pétrole sur les marchés internationaux en cas de levée des sanctions contre la Russie.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 31,48 €/MWh, le lundi 13 octobre. Les prix ont ensuite augmenté. Le jeudi 16 octobre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 32,38 €/MWh. Cependant, le vendredi 17 octobre, après une baisse de 1,7 % par rapport à la veille, le prix de clôture s’est établi à 31,82 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 1,1 % à celui du vendredi précédent.
La possibilité d’une augmentation des exportations européennes de gaz vers l’Ukraine pendant l’hiver, en raison des dommages causés par la guerre aux infrastructures gazières de ce pays, a exercé une influence à la hausse sur les prix des contrats à terme TTF sur le gaz. Toutefois, les niveaux élevés des réserves européennes et l’abondance de l’approvisionnement en gaz provenant de Norvège et en gaz naturel liquéfié ont permis aux prix de rester inférieurs à ceux de la semaine précédente.
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 enregistré mardi 14 octobre leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 76,94 €/t. Par la suite, les prix ont augmenté. En conséquence, le jeudi 16 octobre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 79,52 €/t. Le vendredi 17 octobre, le prix de clôture était légèrement inférieur, à 79,47 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, 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 et le financement des projets renouvelables et de stockage
Le webinaire numéro 59 de la série de webinaires mensuels d’AleaSoft Energy Forecasting a eu lieu le jeudi 9 octobre. Outre l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie pour l’hiver 2025-2026, le webinaire a analysé le financement des projets d’énergies renouvelables et de stockage, les perspectives des batteries et de l’hybridation, ainsi que l’importance des prévisions dans les audits et l’évaluation des portefeuilles. À cette occasion, le webinaire a compté sur la participation de conférenciers de Deloitte pour la sixième année consécutive. Les clients et collaborateurs d’AleaSoft Energy Forecasting peuvent demander l’enregistrement du webinaire.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
