AleaSoft Energy Forecasting, 8 septembre 2025. Au cours de la première semaine de septembre, les prix hebdomadaires des principaux marchés européens de l’électricité ont baissé par rapport à la semaine précédente, la plupart s’établissant en dessous de 75 €/MWh. Certains jours, la plupart des marchés ont enregistré des prix quotidiens inférieurs à 30 €/MWh, même si l’Italie et l’Allemagne ont dépassé les 100 €/MWh. La production éolienne et photovoltaïque a augmenté sur la plupart des marchés, tout comme la demande d’électricité. Le photovoltaïque a atteint sa production la plus élevée pour un jour de septembre sur les principaux marchés européens. Le 5 septembre, les contrats à terme sur le CO2 ont atteint leur prix de clôture le plus élevé depuis la mi-février.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la première semaine de septembre, la production photovoltaïque solaire a augmenté sur les marchés français, italien et espagnol par rapport à la semaine précédente, inversant ainsi la tendance à la baisse observée ces dernières semaines. Le marché français a enregistré la plus forte hausse, avec 6,3 %, tandis que le marché espagnol a enregistré la plus faible hausse, avec 1,1 %. L’Italie a enregistré une augmentation de 4,7 %. En revanche, les marchés portugais et allemand ont enregistré des baisses consécutives de la production issue de cette technologie pour la deuxième et la troisième semaine consécutive. Le Portugal a enregistré la plus forte baisse, avec 14 %, tandis que l’Allemagne a réduit sa production de 5,1 %.
Au cours de la semaine, les principaux marchés européens ont atteint des records historiques de production photovoltaïque solaire pour un jour de septembre. Sur le marché espagnol, cela s’est produit le jeudi 4 septembre, avec une production de 192 GWh. Le lendemain, vendredi 5, les marchés français et portugais ont enregistré respectivement 131 GWh et 23 GWh, leurs valeurs les plus élevées de production quotidienne avec cette technologie en septembre. Enfin, le samedi 6, le marché allemand a atteint 361 GWh et le marché italien 132 GWh de production photovoltaïque solaire en une journée de septembre.
Pour la deuxième semaine de septembre, les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting anticipent une augmentation de la production photovoltaïque sur le marché espagnol et des baisses sur les marchés allemand et italien.
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 1er septembre, la production éolienne a augmenté dans la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. L’Allemagne a enregistré la plus forte hausse, avec 60 %, suivie par la France, avec 38 %, qui a connu deux semaines consécutives de hausse. L’Espagne a enregistré la plus faible hausse, avec 26 %, et a prolongé sa croissance pour la troisième semaine consécutive. En revanche, les marchés portugais et italien ont réduit leur production grâce à cette technologie. Le Portugal a enregistré la plus forte baisse, avec 15 %, tandis que l’Italie a connu deux semaines consécutives de baisse et a réduit sa production de 6,7 %.
Pour la semaine du 7 septembre, les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent des baisses sur les principaux marchés électriques 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 première semaine de septembre, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché britannique a enregistré la plus forte augmentation, avec 7,2 %, en raison de la reprise de la demande après le jour férié du 25 août. Les marchés allemand, italien et portugais ont affiché des hausses respectives de 1,7 %, 2,1 % et 3,9 %. L’Allemagne et le Portugal ont poursuivi leur tendance à la hausse pour la deuxième semaine consécutive, tandis que l’Italie a enregistré trois semaines de croissance. Le marché belge a affiché la plus faible hausse, de 0,8 %, et a maintenu sa tendance à la hausse pour la sixième semaine consécutive. En revanche, les marchés français et espagnol ont vu leur demande reculer respectivement de 0,3 % et 1,6 %.
Les températures moyennes ont été plus basses que celles de la semaine précédente sur tous les marchés analysés. La Grande-Bretagne, l’Italie, le Portugal et l’Espagne ont enregistré les baisses les plus importantes, allant de 1,3 °C en Grande-Bretagne à 1,7 °C en Espagne. La Belgique, l’Allemagne et la France ont quant à elles enregistré les baisses les plus modérées, avec respectivement 0,3 °C, 0,8 °C et 0,9 °C.
Pour la semaine du 8 septembre, les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent une baisse de la demande sur les marchés espagnol, allemand, portugais, belge et français, tandis que les marchés britannique et italien enregistreront des hausses.
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 de septembre, les prix moyens sur les principaux marchés européens de l’électricité ont baissé par rapport à la semaine précédente. Le marché Nord Pool des pays nordiques et le marché EPEX SPOT français ont enregistré les plus fortes baisses de prix en pourcentage, respectivement 38 % et 48 %. En revanche, le marché IPEX en Italie et le marché EPEX SPOT en Allemagne ont enregistré les baisses de prix les plus faibles, respectivement de 3,1 % et 5,9 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé entre 7,7 % sur le marché N2EX au Royaume-Uni et 31 % sur le marché MIBEL en Espagne et au Portugal.
Au cours de la semaine du 1er septembre, les moyennes hebdomadaires ont été inférieures à 75 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. Les exceptions ont été les marchés allemand et italien, dont les moyennes ont été respectivement de 84,90 €/MWh et 106,46 €/MWh. Le marché français a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, avec 28,79 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 43,61 €/MWh sur le marché nordique et 74,46 €/MWh sur le marché britannique.
En ce qui concerne les prix quotidiens, certains jours de la première semaine de septembre, les marchés belge, britannique, espagnol, français, nordique et portugais ont enregistré des prix quotidiens inférieurs à 30 €/MWh. Le dimanche 7 septembre, le marché français a atteint la moyenne la plus basse de la semaine parmi les marchés analysés, avec 13,24 €/MWh. Ce prix était le plus bas du marché français depuis le 6 août. Dans le cas des marchés espagnol et portugais, le prix était de 26,54 €/MWh le samedi 6 septembre, soit leur moyenne quotidienne la plus basse depuis le 16 juin.
En revanche, au cours de la première semaine de septembre, les marchés allemand et italien ont enregistré des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh certains jours. Le 2 septembre, le marché allemand a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine, à 122,09 €/MWh. Il s’agissait de son prix le plus élevé depuis le 2 juillet. Cependant, le lundi 8 septembre, le prix quotidien était encore plus élevé sur le marché allemand, à 123,56 €/MWh.
Au cours de la semaine du 1er septembre, la baisse des prix hebdomadaires du gaz et l’augmentation de la production éolienne sur la plupart des marchés ont favorisé la baisse des prix sur les marchés européens de l’électricité. De plus, la demande d’électricité a baissé sur les marchés espagnol, français et néerlandais, tandis que la production solaire a augmenté en Espagne, en France et en Italie.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la deuxième semaine de septembre, les prix augmenteront sur les marchés européens de l’électricité, sous l’influence de la baisse de la production éolienne. De plus, la production solaire diminuera en Allemagne et en Italie.
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 69,14 $/baril, le mardi 2 septembre. Ce prix était le plus élevé depuis le 2 août. Par la suite, les prix ont baissé. En conséquence de ces baisses, le vendredi 5 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 65,50 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 3,8 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis le 6 juin.
Les prévisions d’une nouvelle augmentation de la production de l’OPEP+ et l’augmentation des réserves de pétrole brut aux États-Unis ont exercé une pression à la baisse sur les prix des contrats à terme du Brent au cours de la première semaine de septembre. Le dimanche 7 septembre, l’OPEP+ a décidé de poursuivre l’augmentation de sa production en octobre, mais dans une moindre mesure que les mois précédents.
Quant aux cours de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils se sont maintenus autour de 32 €/MWh pendant la première semaine de septembre. Le mardi 2 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 31,77 €/MWh. En revanche, le jeudi 4 septembre, ils ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire maximum, à 32,41 €/MWh. Après une baisse de 1,4 % par rapport à la veille, le vendredi 5 septembre, le prix de clôture s’est établi à 31,97 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était encore supérieur de 1,1 % à celui du vendredi précédent.
L’abondance de l’offre a permis aux prix des contrats à terme TTF sur le gaz de se maintenir autour de 32 €/MWh au cours de la première semaine de septembre. Les niveaux des stocks européens ont continué d’augmenter, se rapprochant de plus en plus de l’objectif de 90 % de remplissage fixé par l’Union européenne pour début novembre.
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 2 septembre leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 73,61 €/t. Au cours des autres séances de la première semaine de septembre, les prix ont augmenté. En conséquence, le vendredi 5 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximum, à 76,03 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 4,2 % à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis le 18 février.
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, les batteries et l’autoconsommation
Le jeudi 18 septembre, AleaSoft Energy Forecasting organisera le 58e webinaire de sa série de webinaires mensuels. Ce webinaire analysera l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie, les progrès et l’avenir du stockage d’énergie à l’aide de batteries, ainsi que la situation actuelle et les attentes en matière d’autoconsommation. De plus, les services proposés par AleaSoft aux distributeurs seront présentés.
À la table ronde, les intervenants invités seront Xavier Cugat, directeur technique BESS chez Seraphim, Francisco Valverde, professionnel indépendant dans le domaine du développement des énergies renouvelables, et Alejandro Diego Rosell, vulgarisateur et consultant dans le domaine de l’énergie, directeur des études chez World Wide Recruitment et professeur à l’EOI.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
