AleaSoft Energy Forecasting, 3 février 2026. En janvier, les prix ont augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité et se sont situés au-dessus de 100 €/MWh. Sur plusieurs marchés, le prix mensuel a atteint son plus haut niveau depuis au moins mars 2025. En revanche, sur le marché ibérique, les prix ont baissé pour s’établir autour de 71 €/MWh. L’Espagne et l’Italie ont enregistré des records historiques de production éolienne mensuelle, tandis que la France et le Portugal ont atteint leur plus haut niveau de production éolienne pour un mois de janvier. L’Allemagne, l’Italie et la France ont atteint leur plus haut niveau de production photovoltaïque pour un mois de janvier. La demande d’électricité a augmenté. Les contrats à terme sur le gaz TTF ont atteint leur moyenne la plus élevée depuis juillet, ceux sur le Brent depuis octobre et ceux sur le CO2 depuis au moins janvier 2024.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
En janvier 2026, la production photovoltaïque solaire a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport au même mois de l’année précédente. L’Italie a enregistré la plus forte hausse, avec 14 %, suivie par la France, avec une augmentation de 11 %, et l’Allemagne, avec une hausse de 2,8 %. En revanche, sur le marché portugais, la production photovoltaïque a diminué de 14 %, tandis que sur le marché espagnol, la production utilisant cette technologie a été similaire à celle enregistrée en janvier 2025.
Par rapport à décembre 2025, la production d’énergie solaire photovoltaïque a également augmenté sur la plupart des principaux marchés électriques européens. Le marché français a enregistré la plus forte hausse, avec 6,1 %, suivi par l’Allemagne avec 4,9 % et l’Espagne avec 2,6 %. En revanche, les marchés portugais et italien ont vu leur production photovoltaïque diminuer par rapport à décembre. Le marché portugais a enregistré la plus forte baisse, avec 11 %, tandis que le marché italien a connu une baisse plus modérée, avec 1,0 %.
Plusieurs des principaux marchés européens ont atteint des records historiques de production d’énergie solaire photovoltaïque pour un mois de janvier. L’Allemagne a enregistré la plus forte production, avec 1 673 GWh, suivie par l’Italie, avec 1 279 GWh, et la France, avec 1 160 GWh.
Selon les données de Red Eléctrica, entre janvier 2024 et janvier 2025, le marché espagnol a ajouté 9 301 MW de puissance solaire photovoltaïque, y compris l’autoconsommation. Au cours de la même période, le marché portugais a intégré 936 MW au système, selon les données de REN.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.En janvier 2026, la production éolienne a augmenté en glissement annuel sur les principaux marchés électriques européens. L’Italie a enregistré la plus forte hausse, avec 17 %, suivie du Portugal et de l’Espagne, avec respectivement 7,4 % et 6,6 %. La France a affiché la plus faible augmentation, avec 3,1 %, tandis que l’Allemagne a enregistré une croissance de 5,6 %.
Par rapport au mois précédent, la production éolienne a également augmenté sur les principaux marchés européens. L’Italie a de nouveau enregistré la plus forte hausse, avec 105 %, suivie de l’Espagne, avec 50 %, et du Portugal, avec 43 %. La France a de nouveau affiché la plus faible augmentation, avec 3,1 %, tandis que l’Allemagne a enregistré une hausse de 6,1 %.
En janvier 2026, les marchés espagnol et italien ont atteint des records historiques de production éolienne, avec respectivement 7 988 GWh et 2 989 GWh. De leur côté, les marchés français et portugais ont atteint leurs plus hauts niveaux de production éolienne pour un mois de janvier, avec respectivement 5 905 GWh et 1 935 GWh.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Demande en électricité
En janvier 2026, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport au même mois de l’année précédente. Le marché portugais a enregistré la plus forte hausse, avec 8,4 %, tandis que le marché français a affiché la plus faible augmentation, avec 0,7 %. Les marchés espagnol, italien, allemand et belge ont connu des hausses comprises entre 3,6 % en Espagne et 4,7 % en Belgique. En revanche, le marché britannique a enregistré une baisse de 1,3 % de sa demande par rapport à l’année précédente.
Par rapport à décembre 2025, la demande a augmenté de manière généralisée sur les principaux marchés européens analysés. La France a enregistré la plus forte hausse, avec 11 %, tandis que l’Espagne a affiché la plus faible, avec 4,9 %. Les marchés italien, belge, portugais, britannique et allemand ont affiché des hausses comprises entre 8,2 % en Italie et 9,1 % en Allemagne.
Les températures moyennes ont été inférieures à celles du même mois en 2025 en France, au Portugal, en Italie, en Espagne et en Allemagne, avec des baisses allant de 0,4 °C en France à 2,6 °C en Allemagne. En revanche, la Grande-Bretagne et la Belgique ont enregistré des températures moyennes respectivement inférieures de 0,4 °C et 0,5 °C.
Par rapport à décembre 2025, les températures moyennes de janvier ont été inférieures à celles du mois précédent sur tous les marchés analysés. L’Allemagne a enregistré la plus forte baisse, avec 3,5 °C, suivie par la Belgique avec 2,4 °C et la France avec 2,2 °C. Sur les autres marchés, les températures moyennes ont baissé entre 0,8 °C au Portugal et 1,8 °C en Grande-Bretagne et en Italie.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
En janvier 2026, le prix mensuel moyen sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité était supérieur à 100 €/MWh. La seule exception était le marché MIBEL de la péninsule ibérique, dont les moyennes s’établissaient à 71,19 €/MWh et 71,67 €/MWh pour le Portugal et l’Espagne, respectivement. Le marché IPEX en Italie a enregistré le prix mensuel le plus élevé, à 132,66 €/MWh. Sur les autres marchés électriques européens analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les moyennes se situaient entre 100,65 €/MWh sur le marché EPEX SPOT en France et 109,93 €/MWh sur le marché EPEX SPOT en Allemagne.
Par rapport au mois de décembre, les prix moyens ont augmenté sur la plupart des marchés électriques européens analysés par AleaSoft Energy Forecasting. Les marchés espagnol et portugais ont fait exception, avec des baisses respectives de 8,0 % et 8,6 %. Le marché Nord Pool des pays nordiques a enregistré la plus forte hausse des prix, avec 95 %. En revanche, les marchés italien et allemand ont enregistré les hausses les plus faibles, avec respectivement 15 % et 18 %. Sur les autres marchés, les prix ont augmenté entre 22 % sur le marché néerlandais et 46 % sur le marché français.
Cependant, si l’on compare les prix moyens du mois de janvier à ceux enregistrés au cours du même mois en 2025, les prix ont baissé sur la plupart des marchés. Le marché nordique a fait exception, avec une hausse de 136 %. Le marché britannique N2EX et les marchés espagnol et portugais ont enregistré les plus fortes baisses de prix en pourcentage, respectivement 23 % pour le premier et 26 % pour les deux autres marchés. Sur les autres marchés, les baisses de prix ont varié entre 1,6 % pour le marché français et 8,2 % pour le marché néerlandais.
En janvier, les marchés allemand, français, italien, britannique, belge et néerlandais ont enregistré leurs prix les plus élevés depuis mars 2025. De son côté, le marché nordique a atteint sa moyenne la plus élevée depuis janvier 2023.
La hausse des prix du gaz et des droits d’émission de CO2, ainsi que l’augmentation de la demande par rapport au mois précédent, ont favorisé la hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité en janvier 2026. Cependant, la forte augmentation de la production éolienne et la hausse de la production solaire dans la péninsule ibérique ont contribué à la baisse des prix sur le marché MIBEL.
D’autre part, la baisse des prix du gaz par rapport à janvier 2025 et l’augmentation de la production éolienne ont entraîné une baisse des prix en glissement annuel sur les marchés européens de l’électricité au cours du premier mois de 2026. En outre, la production solaire a augmenté en Allemagne, en France et en Italie, tandis que la demande a baissé sur le marché britannique.
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 un prix moyen mensuel de 64,73 $/bbl en janvier 2026. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, cette moyenne mensuelle était la plus élevée depuis octobre 2025. Cette valeur était supérieure de 5,0 % à celle atteinte par les contrats à terme Front-Month de décembre 2025, qui s’élevait à 61,63 $/bbl. En revanche, elle était inférieure de 17 % à celle des contrats à terme Front-Month négociés en janvier 2025, qui s’élevait à 78,35 $/bbl.
Les incertitudes entourant le Venezuela et les craintes liées aux répercussions de l’instabilité au Moyen-Orient sur l’approvisionnement en pétrole ont exercé une pression à la hausse sur les prix des contrats à terme du Brent en janvier. L’annonce de nouvelles sanctions américaines à l’encontre des pays importateurs de pétrole russe a également contribué à la hausse des prix par rapport au mois précédent. Cependant, les inquiétudes liées à l’excédent de l’offre mondiale ont continué à exercer une pression à la baisse sur les prix, dont la moyenne a été inférieure à celle du même mois de l’année précédente.
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 mois de janvier 2026 était de 34,14 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit de la moyenne mensuelle la plus élevée depuis juillet 2025. Par rapport à la moyenne des contrats à terme Front-Month négociés en décembre 2025, qui était de 27,62 €/MWh, la moyenne de janvier a augmenté de 24 %. Par rapport aux contrats à terme Front-Month négociés en janvier 2025, où le prix moyen était de 48,32 €/MWh, on constate une baisse de 29 %.
En janvier, les températures basses et les inquiétudes liées à la baisse constante des réserves européennes ont exercé une pression à la hausse sur les prix des contrats à terme TTF sur le gaz. L’évolution des prix au cours du mois a également été conditionnée par les tensions au Moyen-Orient. De plus, la réduction de l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié en provenance des États-Unis, causée par les conditions météorologiques défavorables dans ce pays, a également contribué à la hausse des prix par rapport au mois précédent. Cependant, la moyenne mensuelle est restée inférieure à celle de janvier 2025.
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 2026, ils ont atteint un prix moyen de 88,10 €/t en janvier. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit du prix mensuel moyen le plus élevé depuis au moins janvier 2024. Ce prix mensuel a augmenté de 2,0 % par rapport à la moyenne du mois de décembre 2025, qui était de 86,36 €/t. Par rapport à la moyenne du mois de janvier 2025, qui était de 80,52 €/t, la moyenne de janvier 2026 était supérieure de 9,4 %.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ICE and EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur le stockage d’énergie
La division AleaStorage d’AleaSoft Energy Forecasting est spécialisée dans l’élaboration de rapports prévisionnels pour les projets de stockage d’énergie. Les services d’AleaStorage comprennent le calcul des revenus et de la rentabilité, ainsi que le dimensionnement du stockage optimal dans les systèmes hybrides. AleaStorage a développé des cas de réussite dans le calcul des revenus à long terme pour les batteries autonomes et les systèmes hybrides, principalement pour les systèmes d’énergie photovoltaïque avec batteries.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.