AleaSoft Energy Forecasting, 11 août 2025. Au cours de la première semaine d’août, la production photovoltaïque a augmenté sur la plupart des principaux marchés électriques européens, notamment en Allemagne et en Italie. La production éolienne a connu une baisse généralisée, la péninsule ibérique enregistrant les baisses les plus importantes. La demande d’électricité a diminué sur plusieurs marchés, à l’exception de la Belgique et de l’Espagne. Les prix de l’électricité ont baissé en raison de l’augmentation de la production solaire et de la chute des prix du gaz et du CO2.
Production solaire photovoltaïque et production éolienne
Au cours de la semaine du 4 août, la production photovoltaïque solaire a augmenté sur tous les principaux marchés électriques européens, poursuivant ainsi la tendance à la hausse observée la semaine précédente. Le marché allemand a enregistré la plus forte augmentation, avec 36 %, suivi par le marché italien, avec une croissance de 10 %. Le marché français a affiché la plus faible augmentation, avec 0,1 %, tandis que les marchés de la péninsule ibérique ont enregistré des hausses de 1,1 % au Portugal et de 5,4 % en Espagne. La tendance à la hausse s’est poursuivie pour la deuxième semaine consécutive sur tous les marchés, à l’exception du Portugal. Sur le marché portugais, la production photovoltaïque a augmenté, inversant les baisses des deux semaines précédentes.
Au cours de la semaine, quatre des marchés analysés ont atteint un record historique de production photovoltaïque quotidienne pour le mois d’août. Le lundi 4 août, le marché français a produit 140 GWh. Trois jours plus tard, le jeudi 7 août, le marché allemand a produit 393 GWh, tandis que le marché espagnol a produit 218 GWh d’énergie solaire photovoltaïque. Le marché italien a clôturé la liste avec 152 GWh d’énergie solaire produite le 8 août.
Pour la semaine du 11 août, les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent des augmentations sur les marchés allemand et espagnol. En revanche, sur le marché italien, la production solaire diminuera.
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 semaine du 4 août, la production éolienne a diminué sur les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Les baisses enregistrées sur les marchés italien, allemand et espagnol ont inversé la tendance positive de la semaine précédente. En revanche, les marchés portugais et français ont maintenu leur tendance à la baisse pour la deuxième et troisième semaine consécutive, respectivement. Les marchés de la péninsule ibérique ont enregistré les baisses les plus importantes, avec des reculs de 60 % au Portugal et de 45 % en Espagne. Les marchés français et italien ont affiché des baisses de 24 % et 26 % respectivement, tandis que le marché allemand a enregistré la baisse la plus faible, avec 14 %.
Pour la semaine du 11 août, les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que la production continuera à diminuer sur les marchés allemand, espagnol et italien. En revanche, elle augmentera sur les marchés portugais et 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 4 août, la demande en électricité a diminué dans la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Les marchés britannique et italien ont enregistré les baisses les plus importantes, respectivement de 7,1 % et 6,9 %, tandis que le marché allemand a affiché la baisse la plus faible, de 0,5 %. Les marchés français et portugais ont enregistré des baisses respectives de 1,5 % et 2,2 %. En France, en Italie et en Grande-Bretagne, la demande a poursuivi sa tendance à la baisse pour la troisième semaine consécutive, tandis que l’Allemagne a enregistré des baisses pour la deuxième semaine consécutive. Les marchés belge et espagnol ont rompu avec cette tendance. Le marché belge a vu sa demande augmenter pour la deuxième semaine consécutive, cette fois de 2,8 %, et le marché espagnol a enregistré une hausse de 3,8 % après deux semaines de baisse.
Au cours de la première semaine d’août, les températures moyennes ont augmenté sur tous les marchés analysés, avec des hausses allant de 0,1 °C en Grande-Bretagne à 2,2 °C en France et en Allemagne.
Pour la semaine du 11 août, les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que la plupart des principaux marchés électriques européens inverseront la tendance à la baisse. La demande augmentera en Allemagne, en Belgique, en Espagne, en France, en Grande-Bretagne et en Italie, tandis qu’elle diminuera au Portugal.
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 d’août, les prix moyens de la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont baissé par rapport à la semaine précédente. Les exceptions ont été le marché IPEX en Italie et le marché MIBEL en Espagne et au Portugal, avec des hausses respectives de 3,5 %, 57 % et 59 %. En revanche, le marché Nord Pool des pays nordiques a enregistré la plus forte baisse en pourcentage, avec 76 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé entre 15 % sur le marché EPEX SPOT en France et 32 % sur le marché N2EX au Royaume-Uni.
Au cours de la semaine du 4 août, les moyennes hebdomadaires ont été inférieures à 70 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. L’exception a été le marché italien, dont la moyenne s’est élevée à 107,94 €/MWh. En revanche, le marché nordique a atteint la moyenne hebdomadaire la plus basse, avec 7,12 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 40,99 €/MWh sur le marché français et 68,88 €/MWh sur le marché portugais.
En ce qui concerne les prix quotidiens, le mardi 5 août, la plupart des marchés ont enregistré leurs prix quotidiens les plus bas de la semaine, restant inférieurs à 40 €/MWh, sous l’influence des niveaux élevés de production éolienne. Ce jour-là, le marché nordique a atteint la moyenne la plus basse de la semaine parmi les marchés analysés, avec 0,92 €/MWh. D’autre part, les prix quotidiens du marché italien sont restés supérieurs à 100 €/MWh pendant la première semaine d’août. Le jeudi 7 août, le marché italien a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine, à 113,20 €/MWh.
En ce qui concerne les prix horaires, la plupart des marchés électriques européens ont enregistré des prix négatifs au cours de la première semaine d’août, à l’exception de l’Italie. Le dimanche 10 août, les prix horaires ont atteint leur niveau le plus bas. Ce jour-là, les marchés allemand, belge et néerlandais ont enregistré des prix horaires inférieurs à -60 €/MWh. Entre 12h00 et 13h00, le marché belge a atteint le prix horaire le plus bas de la semaine, à -69,63 €/MWh. Il s’agissait de son prix le plus bas depuis le 12 mai. De 13h00 à 14h00, le marché néerlandais a également enregistré son prix le plus bas depuis le 12 mai, à -64,79 €/MWh.
Au cours de la semaine du 4 août, la baisse hebdomadaire du prix du gaz et des droits d’émission de CO2, l’augmentation de la production solaire et la baisse de la demande sur la plupart des marchés ont entraîné une chute des prix sur les marchés européens de l’électricité. Cependant, la baisse de la production éolienne a contribué à la hausse des prix en Espagne, en Italie et au Portugal. De plus, la demande d’électricité a augmenté sur le marché espagnol.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la deuxième semaine d’août, les prix augmenteront sur les marchés européens de l’électricité, sous l’influence de la hausse de la demande. De plus, la production éolienne diminuera sur la plupart des 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 contrats à terme sur le pétrole Brent pour le Front‑Month sur le marché ICE ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 68,76 $/bbl, le lundi 4 août. Au cours de la première semaine d’août, les prix de clôture ont poursuivi la tendance à la baisse amorcée à la fin de la semaine précédente jusqu’au jeudi 7 août. Ce jour-là, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimum, à 66,43 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus bas depuis le 6 juin. Le vendredi 8 août, le prix de clôture était légèrement supérieur, à 66,59 $/bbl. Ce prix était inférieur de 4,4 % à celui du vendredi précédent.
La possibilité d’un accord de paix entre la Russie et l’Ukraine, qui augmenterait l’offre mondiale de pétrole, a exercé une influence à la baisse sur les contrats à terme du Brent au cours de la première semaine d’août. D’autre part, les tensions commerciales se sont poursuivies, accentuant les inquiétudes quant à l’évolution de la demande de pétrole. Cela a également contribué à la baisse des prix.
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 34,41 €/MWh, le mardi 5 août. Par la suite, les prix ont entamé une tendance à la baisse. En conséquence, le vendredi 8 août, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimum, à 32,45 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 4,5 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis le 25 juillet.
L’abondance de l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié, ainsi que les flux élevés de gaz en provenance de Norvège, ont contribué à la poursuite de l’augmentation des réserves européennes au cours de la première semaine d’août, favorisant la baisse des prix des contrats à terme sur le gaz TTF. La possibilité d’un accord de paix entre la Russie et l’Ukraine a également exercé une influence à la baisse, malgré le risque de sanctions plus sévères en cas d’échec des négociations de paix.
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 enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 70,85 €/t, le lundi 4 août. Au cours de la plupart des séances de la première semaine d’août, les prix de clôture sont restés inférieurs à 72 €/t. Cependant, le vendredi 8 août, après une hausse de 2,0 % par rapport à la veille, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 73,22 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 3,0 % à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis le 25 juin.
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 webinaire numéro 58 de la série de webinaires mensuels d’AleaSoft Energy Forecasting aura lieu le jeudi 18 septembre. Ce webinaire analysera l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie, les perspectives du stockage d’énergie à l’aide de batteries, ainsi que la situation actuelle et les perspectives de l’autoconsommation. En outre, le webinaire comprendra une présentation des services d’AleaSoft destinés aux distributeurs.
La table ronde réunira 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.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
