AleaSoft Energy Forecasting, 6 août 2025. Au cours du mois de juillet, les prix des principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté et se sont maintenus au-dessus de 70 €/MWh dans la plupart des cas. Les marchés de la péninsule ibérique ont fait exception, avec des baisses en glissement annuel et par rapport au mois précédent. La production solaire et éolienne a augmenté sur la plupart des marchés électriques, atteignant des records historiques en Espagne, en France, au Portugal et en Italie. La demande a augmenté dans la péninsule ibérique et en France, tandis que les prix des contrats à terme sur le gaz et les droits d’émission de CO₂ ont baissé par rapport à juin.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
En juillet 2025, la production photovoltaïque solaire a augmenté sur la plupart des principaux marchés électriques européens par rapport au même mois de l’année précédente. Le marché français a enregistré la plus forte augmentation, avec 33 %. Il est suivi par les marchés portugais et italien, avec des croissances annuelles respectives de 24 % et 18 %. Le marché espagnol a enregistré la plus faible augmentation, avec 8,3 %. Le marché allemand a fait exception, sa production solaire ayant diminué de 4,1 % par rapport à juillet 2024.
En comparant la production photovoltaïque solaire entre juillet et juin 2025, la plupart des marchés électriques européens ont affiché des hausses. Le marché portugais arrive en tête avec une augmentation de 9,0 %, tandis que le marché français occupe la deuxième place avec 4,8 %. Le marché espagnol a enregistré la plus faible croissance, avec 1,4 %. En revanche, les marchés allemand et italien ont réduit leur production avec cette technologie de 14 % et 4,8 % respectivement par rapport au mois précédent.
De plus, en juillet 2025, trois marchés ont établi leur record historique de production mensuelle d’énergie photovoltaïque. Le marché espagnol a produit 6 190 GWh. Le marché français a produit 4 072 GWh et le marché portugais a atteint 800 GWh, établissant également un record historique.
L’augmentation annuelle de la production solaire est principalement due à l’augmentation de la capacité installée. Selon les données de Red Eléctrica, entre juillet 2024 et juillet 2025, le marché espagnol a ajouté 6 145 MW de capacité photovoltaïque. Au cours de la même période, le marché portugais a intégré 1 038 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 juillet 2025, la production éolienne a augmenté sur les principaux marchés énergétiques européens par rapport à juillet 2024. Le marché italien a enregistré la plus forte augmentation, avec 53 %. Il a été suivi par les marchés français et portugais, avec des croissances respectives de 32 % et 30 %. Les marchés allemand et espagnol ont affiché les plus faibles augmentations, avec respectivement 8,8 % et 6,5 %.
Par rapport au mois précédent, la production éolienne a également augmenté sur la plupart des principaux marchés électriques européens. Le marché italien est à nouveau en tête avec une hausse de 45 %. Le marché français a enregistré la plus faible augmentation, avec 11 %, tandis que les marchés de la péninsule ibérique ont atteint des hausses de 36 %. En revanche, le marché allemand a réduit sa production éolienne de 28 % par rapport au mois précédent.
En juillet 2025, les marchés italien et portugais ont enregistré leur plus grand volume de production éolienne pour un mois de juillet, avec respectivement 1 824 GWh et 993 GWh.
L’augmentation annuelle de la production éolienne s’explique par l’augmentation de la capacité installée. Selon les données de Red Eléctrica, entre juillet 2024 et juillet 2025, le marché espagnol a intégré 1 080 MW de capacité éolienne. Au cours de la même période, le marché portugais a ajouté 18 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.Demande en électricité
En juillet 2025, la demande d’électricité a augmenté sur les marchés électriques de la péninsule ibérique et de la France par rapport au même mois de l’année précédente. Le marché portugais a connu la plus forte augmentation, atteignant 4,0 %, tandis que les marchés français et espagnol ont enregistré des hausses de 1,2 % et 1,4 % respectivement. En revanche, la demande a diminué sur les marchés italien, belge, allemand et britannique en termes annuels. Le marché italien a enregistré la plus forte baisse, avec 3,9 %, et le marché belge la plus faible, avec 0,2 %. Sur les marchés allemand et britannique, les baisses ont été de 0,7 % dans les deux cas.
De plus, selon les données provisoires de Red Eléctrica pour juillet 2025, la demande sur le marché espagnol pourrait avoir atteint 21 678 GWh, un niveau jamais vu depuis l’été 2022.
Par rapport à juin 2025, la demande a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. L’Italie a enregistré la plus forte hausse, avec 6,0 %, tandis que la France a affiché la plus faible augmentation, avec 0,3 %. Les marchés espagnol, allemand et britannique ont enregistré des hausses respectives de 2,5 %, 2,6 % et 3,7 %. Le marché belge a été la seule exception avec une baisse de 1,9 %.
Sur la plupart des marchés analysés, juillet 2025 a été plus chaud que le même mois en 2024. Les augmentations des températures moyennes ont varié entre 0,1 °C en Espagne et 2,0 °C en Grande-Bretagne. En revanche, l’Allemagne et l’Italie ont enregistré des baisses de 0,3 °C et 1,1 °C, respectivement.
Au fur et à mesure que l’été avançait, les températures moyennes de juillet ont dépassé celles de juin dans la plupart des pays analysés. La France a fait exception, avec une baisse de 0,1 °C par rapport au mois précédent. Dans les autres pays, les températures moyennes ont augmenté entre 0,2 °C en Allemagne et 1,2 °C au Royaume-Uni.
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 juillet 2025, le prix mensuel moyen était supérieur à 70 €/MWh sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. Les exceptions ont été les moyennes du marché Nord Pool des pays nordiques et du marché EPEX SPOT de France, respectivement de 32,32 €/MWh et 57,98 €/MWh. En revanche, le marché N2EX au Royaume-Uni et le marché IPEX en Italie ont enregistré les prix mensuels les plus élevés, respectivement 91,59 €/MWh et 113,13 €/MWh. Sur les autres marchés électriques européens analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les moyennes se situaient entre 70,01 €/MWh sur le marché MIBEL en Espagne et 87,80 €/MWh sur le marché EPEX SPOT en Allemagne.
Par rapport au mois de juin, 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 3,6 % et 5,5 %. Le marché italien a enregistré la plus faible augmentation, avec 1,2 %. En revanche, les marchés français et nordique ont enregistré les plus fortes hausses de prix en pourcentage, respectivement de 42 % et 68 %. Sur les autres marchés, les prix ont augmenté entre 16 % sur le marché britannique et 37 % sur le marché allemand.
En comparant les prix moyens du mois de juillet à ceux enregistrés au cours du même mois en 2024, les prix ont également augmenté sur la plupart des marchés. Les marchés espagnol et portugais ont également fait exception, avec des baisses respectives de 3,2 % et 5,4 %. Dans ce cas, le marché italien n’a connu qu’une légère hausse de 0,7 %. En revanche, le marché belge a enregistré la plus forte hausse en pourcentage, avec 52 %. Sur les autres marchés, les hausses de prix ont varié entre 11 % sur le marché britannique et 35 % sur le marché néerlandais.
En raison de ces hausses de prix, en juillet 2025, les marchés allemand, belge, britannique, français, italien, néerlandais et nordique ont enregistré leurs prix mensuels les plus élevés depuis avril.
En juillet 2025, l’augmentation de la demande d’électricité par rapport au mois précédent a favorisé la hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité. De plus, sur le marché italien, la production solaire a baissé, tandis que sur le marché allemand, la production solaire et éolienne a chuté. En revanche, la production solaire et éolienne a augmenté par rapport au mois de juin en Espagne et au Portugal, contribuant à la baisse des prix sur le marché MIBEL.
Par ailleurs, en juillet 2025, les prix du gaz et des droits d’émission de CO2 ont augmenté par rapport à juillet 2024, contribuant à la hausse des prix en glissement annuel sur la plupart des marchés européens de l’électricité. Sur le marché français, la demande d’électricité a également augmenté et, sur le marché allemand, la production solaire a diminué. Cependant, la production solaire et éolienne a augmenté par rapport à juillet 2024 dans la péninsule ibérique, favorisant la baisse des prix sur les marchés espagnol et portugais.
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 69,55 $/bbl en juillet 2025. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, cette valeur était inférieure de 0,4 % à celle atteinte par les contrats à terme Front-Month de juin 2025, qui s’élevait à 69,80 $/bbl. Elle était également inférieure de 17 % à celle des contrats à terme Front-Month négociés en juillet 2024, qui s’élevait à 83,88 $/bbl.
La suspension de la coopération de l’Iran avec l’Agence internationale de l’énergie atomique, ainsi que les attaques houthistes dans la mer Rouge et la possibilité de nouvelles sanctions sur le pétrole russe, ont exercé une influence à la hausse sur les prix des contrats à terme du Brent en juillet. Toutefois, les inquiétudes concernant l’évolution de la demande et les augmentations de production de l’OPEP+ ont contrebalancé cette hausse et contribué à la baisse des prix.
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 juillet 2025 pour ces contrats à terme était de 33,96 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit de la moyenne mensuelle la plus basse depuis août 2024. Par rapport à la moyenne des contrats à terme Front-Month négociés au mois de juin, qui était de 36,65 €/MWh, la moyenne de juillet a baissé de 7,3 %. En revanche, par rapport aux contrats à terme Front-Month négociés en juillet 2024, où le prix moyen était de 32,68 €/MWh, on constate une augmentation de 3,9 %.
La hausse de la demande en Asie due à une vague de chaleur au cours de la première quinzaine de juillet, les problèmes d’approvisionnement en gaz depuis la Norvège à la fin du mois et la possibilité de nouvelles sanctions sur les importations de gaz russe ont exercé une pression à la hausse sur les prix des contrats à terme TTF sur le gaz au cours du mois de juillet. Toutefois, les niveaux d’approvisionnement et les inquiétudes concernant les effets des politiques tarifaires sur la demande ont fait que la moyenne de juillet était inférieure à 34 €/MWh.
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 atteint un prix moyen de 71,00 €/t en juillet. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix mensuel a baissé de 2,8 % par rapport à la moyenne du mois de juin, qui était de 73,03 €/t. Par rapport à la moyenne du mois de juillet 2024, qui était de 70,85 €/t, la moyenne de juillet 2025 était supérieure de 0,2 %.
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
La division AleaStorage d’AleaSoft Energy Forecasting fournit des solutions avancées pour l’optimisation et la gestion des systèmes de stockage d’énergie. Les solutions AleaStorage sont destinées aux projets de batteries autonomes, aux systèmes hybrides de technologies renouvelables, telles que l’énergie éolienne ou solaire, avec des batteries, des systèmes hybrides d’autoconsommation avec batteries et d’autres systèmes hybrides, tels que l’hydraulique, la cogénération ou la consommation. Les services d’AleaStorage vont du calcul des revenus et de la rentabilité des systèmes avec stockage d’énergie au dimensionnement du stockage optimal dans les systèmes hybrides.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
