AleaSoft Energy Forecasting, 10 juin 2025. Au cours de la première semaine de juin, les prix ont augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, bien que des prix négatifs aient persisté. La production d’énergie renouvelable a atteint des sommets : L’Espagne a atteint un record historique pour la production photovoltaïque, et le Portugal, la France et l’Italie ont enregistré des records pour une journée en juin. L’Allemagne s’est distinguée par sa production éolienne journalière la plus élevée du mois. La demande a augmenté sur la plupart des marchés, les contrats à terme sur le CO2 et le Brent atteignant des sommets plurimensuels.
Production solaire photovoltaïque et production d’énergie éolienne
Au cours de la semaine du 2 juin, la production solaire photovoltaïque a diminué sur les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. La France a enregistré la plus forte baisse avec 22 %, tandis que l’Espagne a connu la plus faible baisse avec 0,3 %. En Italie, en Allemagne et au Portugal, la production a baissé respectivement de 2,4%, 8,9% et 9,2%. Dans le cas de l’Allemagne, la production de cette technologie a baissé pour la troisième semaine consécutive.
Malgré ces baisses, les marchés espagnol et portugais ont enregistré une production solaire photovoltaïque record. Le vendredi 6 juin, l’Espagne a battu son record historique avec une production de 221 GWh. Le même jour, le Portugal a atteint sa plus haute valeur de production journalière avec cette technologie pour le mois de juin, avec 27 GWh. D’autre part, le lundi 9 juin, les marchés français et italien ont atteint leur plus forte production solaire photovoltaïque pour un mois de juin, avec 134 GWh et 152 GWh, respectivement.
Pour la deuxième semaine de juin, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production solaire photovoltaïque augmentera en Allemagne, tandis qu’elle diminuera en Espagne et en Italie.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.Au cours de la première semaine de juin, la production d’énergie éolienne a augmenté dans la plupart des grands marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le Portugal a enregistré la plus forte augmentation (135 %), tandis que l’Allemagne a connu la plus faible augmentation (8,0 %). En Espagne et en France, la production d’énergie éolienne a augmenté de 16 % et 18 % respectivement, et la France a maintenu sa tendance à la hausse pour la troisième semaine. En revanche, le marché italien a enregistré une baisse de la production d’énergie éolienne pour la deuxième semaine consécutive, cette fois de 29 %.
Le vendredi 6 juin, le marché allemand a atteint sa production d’énergie éolienne la plus élevée de l’histoire pour un mois de juin, avec 706 GWh.
Pour la semaine du 9 juin, selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production de cette technologie augmentera sur le marché espagnol. En revanche, pour les marchés allemand, italien, portugais et français, les prévisions indiquent une baisse de la production d’énergie éolienne.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE et TERNA.Demande d’électricité
Au cours de la première semaine de juin, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché allemand a enregistré la plus forte hausse avec 6,3 %, tandis que le marché espagnol a connu la plus faible augmentation avec 0,9 %. Les marchés italien, français, belge et britannique ont connu des augmentations allant de 1,6% en Italie à 3,8% en Grande-Bretagne. L’Italie et l’Espagne ont poursuivi leur tendance à la hausse pour la deuxième et la troisième semaine consécutive, respectivement. Les augmentations sur certains marchés ont été soutenues par une reprise de la demande après le 26 mai, jour férié de printemps en Grande-Bretagne, et le 29 mai, jour férié de l’Ascension en Allemagne, en Belgique et en France. En revanche, le marché portugais a réduit sa demande de 1,4 %.
Les températures moyennes ont diminué sur la plupart des marchés analysés par rapport à la semaine précédente. La Grande-Bretagne et la Belgique ont connu les baisses les plus importantes, avec respectivement 2,3°C et 1,6°C. L’Espagne a connu la plus faible baisse, avec 1,0°C, tandis que la France et le Portugal ont enregistré des baisses de 1,1°C et 1,4°C, dans cet ordre. En revanche, les températures moyennes en Allemagne ont été similaires à celles de la semaine précédente, et en Italie, elles ont augmenté de 2,6°C.
Pour la deuxième semaine de juin, selon les prévisions de demande d’ AleaSoft Energy Forecasting, la demande diminuera sur les marchés allemand, belge et français, favorisée par les jours fériés du 9 juin, lundi de Pentecôte, célébrés dans ces pays. La demande devrait également diminuer sur le marché portugais, en raison des jours fériés du 10 juin, jour du Portugal. En revanche, la demande devrait se redresser sur les marchés italien, britannique et espagnol.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au cours de la première semaine de juin, les prix moyens sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Les exceptions sont le marché Nord Pool dans les pays nordiques et le marché EPEX SPOT en France, avec des baisses respectives de 1,8 % et 39 %. En revanche, le marché MIBEL au Portugal et en Espagne a enregistré les plus fortes augmentations de prix en pourcentage, soit 59 % et 71 % respectivement. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté de 2 % sur le marché IPEX en Italie et de 20 % sur le marché N2EX au Royaume-Uni.
Au cours de la semaine du 2 juin, les moyennes hebdomadaires étaient supérieures à 50 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité. Les marchés nordique et français ont fait exception, avec des moyennes respectives de 15,66 €/MWh et 17,09 €/MWh. En revanche, le marché italien a atteint la moyenne hebdomadaire la plus élevée, soit 99,73 €/MWh. Sur les autres marchés analysés, les prix ont varié de 51,41 €/MWh sur le marché espagnol à 72,98 €/MWh sur le marché britannique.
En ce qui concerne les prix journaliers, le dimanche 8 juin, le marché français a atteint la moyenne la plus basse de la semaine parmi les marchés analysés, avec 2,49 €/MWh. En revanche, le marché italien a atteint des prix supérieurs à 100 €/MWh à quatre reprises au cours de la première semaine de juin. Le 4 juin, il a enregistré la moyenne la plus élevée de la semaine, à 116,82 €/MWh.
En ce qui concerne les prix horaires, malgré l’augmentation des moyennes hebdomadaires, la plupart des marchés européens de l’électricité ont enregistré des prix horaires négatifs au cours de la première semaine de juin. Les marchés italiens et nordiques font exception. Les marchés allemand, belge et néerlandais ont enregistré des prix horaires inférieurs à -50 €/MWh le dimanche 8 juin, de 14h00 à 16h00. Le marché allemand a atteint le prix horaire le plus bas de la semaine de 15h00 à 16h00, soit -53,06 €/MWh.
Dans la semaine du 2 juin, l’augmentation de la demande d’électricité sur la plupart des marchés, la baisse de la production solaire et l’augmentation du prix des droits d’émission de CO2 ont entraîné une hausse des prix sur la plupart des marchés européens de l’électricité. En outre, sur le marché italien, la production d’énergie éolienne a diminué.
Les prévisions de prix d’ AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la deuxième semaine de juin, les prix augmenteront sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, sous l’influence d’une augmentation de la demande sur certains marchés et d’une diminution de la production éolienne et solaire sur la plupart d’entre eux. Toutefois, sur le marché allemand, le prix diminuera en raison de la baisse de la demande et de l’augmentation de la production solaire.
Source : AleaSoft Energy Forecasting : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de l'OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, carburants et CO2
Les contrats à terme sur le pétrole brut Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas à 64,63 $/b le lundi 2 juin. Les prix de clôture ont augmenté lors de la plupart des séances de la première semaine de juin. Ainsi, le vendredi 6 juin, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 66,47 dollars le baril. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 4,0 % à celui du vendredi précédent. Le lundi 9 juin, le prix de clôture était encore plus élevé, à 67,04 $/b, le plus haut depuis le 23 avril.
Au cours de la première semaine de juin, malgré les augmentations prévues de la production de l’OPEP+, la baisse de la production due aux incendies de forêt au Canada, la possibilité de nouvelles sanctions sur les exportations de pétrole brut vénézuélien et les craintes concernant les effets sur l’offre de l’instabilité au Moyen-Orient ont poussé les prix à terme du pétrole Brent à la hausse. Les attentes concernant les négociations entre la Chine et les États-Unis en vue d’un accord commercial ont également exercé une influence à la hausse sur les prix.
Quant aux contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le premier mois, ils ont enregistré le lundi 2 juin leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 35,02 €/MWh. Au cours des trois premières séances de la semaine, les prix de clôture sont restés inférieurs à 36 €/MWh. Cependant, le jeudi 5 juin, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximum de 36,39 €/MWh. Le vendredi 6 juin, il y a eu une légère baisse par rapport à la veille et le prix de clôture était de 36,25 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était encore supérieur de 5,9 % à celui du vendredi précédent.
Au cours de la première semaine de juin, les travaux de maintenance se sont poursuivis en Norvège, affectant les livraisons de gaz en provenance de ce pays. Le début des travaux de maintenance à l’usine de Kollsnes a contribué à ce que les prix de clôture dépassent 36 €/MWh lors des dernières séances de la semaine. Les prévisions de baisse de la production d’énergie éolienne ont également exercé une influence à la hausse sur les prix.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2025, le lundi 2 juin, ils ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas, à savoir 70,91 €/t. Au cours de la première semaine de juin, les prix ont maintenu une tendance à la hausse. Ainsi, le vendredi 6 juin, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, soit 73,50 €/t. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix est supérieur de 4,4 % à celui du vendredi précédent. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 4,4 % à celui du vendredi précédent. Le lundi 9 juin, le prix de clôture était encore plus élevé, à 74,23 €/t, soit le prix le plus élevé depuis le 19 février.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ICE and EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés européens de l’énergie, des énergies renouvelables, des PPA et des batteries
Le jeudi 12 juin, AleaSoft Energy Forecasting organisera le 56e webinaire de sa série de webinaires mensuels. Pour la septième fois, des intervenants d’Engie Espagne participeront à cet événement. Ce webinaire analysera l’évolution des marchés européens et les perspectives pour le second semestre 2025, les opportunités de croissance dans le secteur des énergies renouvelables, la situation actuelle du marché des contrats d’achat d’électricité en Espagne et les perspectives du stockage d’énergie dans les batteries. En outre, l’appel à l’aide de 700 millions d’euros de l’IDAE sera discuté, visant les projets de stockage d’énergie avec des batteries autonomes, le stockage thermique ou le pompage-turbinage réversible, ainsi que ceux hybridés avec la production d’énergie renouvelable.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
