AleaSoft Energy Forecasting, 13 janvier 2026. En décembre 2025, les prix de la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont baissé par rapport à novembre et se sont situés en dessous de 90 €/MWh, bien qu’ils aient été supérieurs à ceux d’octobre. Les marchés ibérique et français ont atteint leurs plus hauts niveaux depuis mars et avril, respectivement. Le photovoltaïque a enregistré des records pour un mois de décembre en Allemagne, en Italie et en France, l’éolien a augmenté en glissement annuel sur plusieurs marchés et la demande a progressé. Sur les marchés à terme, le gaz TTF et le Brent ont enregistré leurs moyennes mensuelles les plus basses depuis avril 2024 et février 2021, tandis que le CO2 a atteint son plus haut niveau depuis au moins janvier 2024.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
En décembre 2025, la production photovoltaïque solaire a augmenté sur certains des principaux marchés européens par rapport au même mois de l’année précédente. L’Allemagne a enregistré la plus forte augmentation, avec 45 %, suivie par la France avec 19 % et l’Italie avec 11 %. En revanche, sur le marché ibérique, la production photovoltaïque a diminué, avec en tête le Portugal avec une baisse de 14 %, suivi par l’Espagne, qui a enregistré une baisse de 10 %.
Par rapport à novembre 2025, la production d’énergie solaire photovoltaïque a diminué sur les principaux marchés électriques européens, en raison de la réduction des heures d’ensoleillement et du rayonnement solaire, caractéristique des mois d’automne et d’hiver. Dans ce contexte, les marchés allemand et espagnol ont enregistré les baisses mensuelles les plus importantes, respectivement de 36 % et 30 %. Le marché portugais a enregistré la baisse la plus faible, avec 22 %, tandis que l’Italie et la France ont enregistré des baisses de 24 % et 23 % respectivement.
Plusieurs des principaux marchés européens ont enregistré des records historiques de production d’énergie solaire photovoltaïque pour un mois de décembre. L’Allemagne a atteint la plus forte production, avec 1 588 GWh, suivie de l’Italie avec 1 292 GWh et de la France avec 1 093 GWh.
Selon les données de Red Eléctrica, entre décembre 2024 et décembre 2025, le marché espagnol a ajouté 8 312 MW de puissance solaire photovoltaïque. Au cours de la même période, le marché portugais a intégré 941 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.La production éolienne a augmenté en décembre 2025 sur la plupart des principaux marchés électriques européens par rapport à décembre 2024. La France a enregistré la plus forte augmentation, avec 8,2 %, suivie du Portugal avec 7,5 %, tandis que l’Espagne a connu la plus faible augmentation, avec 1,8 %. L’Italie et l’Allemagne ont fait exception, enregistrant respectivement des baisses de 45 % et 4,8 % de leur production éolienne.
Par rapport au mois précédent, la production éolienne n’a augmenté que sur deux des principaux marchés électriques européens. L’Allemagne a enregistré la plus forte hausse, avec 19 %, suivie de la France avec 5,3 %. En revanche, le Portugal a enregistré la baisse la plus faible, avec 7,7 %, tandis que l’Italie et l’Espagne ont connu des baisses respectives de 21 % et 27 %.
En décembre 2025, le marché français a atteint sa deuxième plus forte production éolienne pour un mois de décembre, avec 5 730 GWh, après le record enregistré en décembre 2023.
Selon les données de Red Eléctrica, entre décembre 2024 et décembre 2025, le marché espagnol a ajouté 1 019 MW de nouvelle capacité éolienne. Au cours de la même période, le marché portugais a ajouté 36 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 décembre 2025, 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 6,4 %, tandis que le marché italien a affiché la plus faible augmentation, avec 1,3 %. Les marchés britannique, allemand, belge et espagnol ont enregistré des hausses respectives de 1,5 %, 2,5 %, 3,9 % et 4,3 %. En revanche, la demande a diminué en glissement annuel sur le marché français, qui a enregistré une baisse de 1,9 %.
Par rapport à novembre 2025, la demande a également augmenté sur la plupart des principaux marchés européens. La France a enregistré la plus forte hausse, avec 9,3 %, tandis que la Grande-Bretagne a affiché la plus faible, avec 1,5 %. Les marchés espagnol, portugais et belge ont enregistré des hausses comprises entre 4,2 % en Espagne et 7,4 % en Belgique. En revanche, la demande a diminué sur les marchés italien et allemand, avec des baisses respectives de 1,2 % et 2,9 %.
Les températures moyennes ont été supérieures à celles du même mois en 2024 en Allemagne, au Portugal, en Belgique, en France et en Italie, avec des augmentations allant de 0,2 °C en Allemagne et au Portugal à 1,3 °C en Italie. En revanche, l’Espagne et la Grande-Bretagne ont enregistré des baisses de 0,1 °C et 0,8 °C, respectivement.
D’autre part, les températures moyennes de décembre ont été inférieures à celles du mois précédent sur tous les marchés analysés. La péninsule ibérique a enregistré la plus forte baisse, avec 2,8 °C au Portugal et 2,9 °C en Espagne. Sur les autres marchés, les températures moyennes ont baissé entre 1,9 °C en France et 2,5 °C en Belgique.
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 décembre 2025, le prix mensuel moyen était inférieur à 90 €/MWh sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. Les exceptions ont été le marché EPEX SPOT en Allemagne et le marché IPEX en Italie, dont les prix mensuels moyens ont été respectivement de 93,47 €/MWh et 115,49 €/MWh. Le marché Nord Pool des pays nordiques a enregistré le prix mensuel le plus bas, à 52,99 €/MWh. Sur les autres marchés électriques européens analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les moyennes se situaient entre 68,73 €/MWh sur le marché EPEX SPOT en France et 87,70 €/MWh sur le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas.
Par rapport au mois de novembre, les prix moyens ont baissé sur la plupart des marchés électriques européens analysés par AleaSoft Energy Forecasting. Le marché français et le marché MIBEL du Portugal et de l’Espagne ont fait exception, avec des hausses respectives de 16 %, 32 % et 33 %. Les marchés belge et italien ont enregistré les baisses les plus faibles, respectivement de 1,0 % et 1,4 %. En revanche, le marché nordique a connu la plus forte baisse en pourcentage, avec 13 %. Sur les autres marchés, les prix ont baissé entre 2,2 % sur le marché N2EX au Royaume-Uni et 8,3 % sur le marché allemand.
Bien que les prix aient baissé par rapport à novembre sur la plupart des marchés, les prix de décembre ont été supérieurs à ceux d’octobre sur les marchés européens de l’électricité. Cela a également été le cas sur les marchés espagnol, français et portugais, où les prix ont augmenté par rapport à novembre. En décembre, l’Espagne et le Portugal ont enregistré leurs prix les plus élevés depuis mars 2025, tandis que la France a atteint sa moyenne la plus élevée depuis avril 2025.
En comparant les prix moyens du mois de décembre à ceux enregistrés au cours du même mois en 2024, les prix ont également baissé sur la plupart des marchés. Le marché nordique a fait exception, avec une hausse de 66 %. Les marchés espagnol, français et portugais ont enregistré la plus forte baisse en pourcentage, avec 30 % dans les trois cas. Sur les autres marchés, les baisses de prix ont varié entre 14 % sur les marchés allemand et italien et 21 % sur le marché britannique.
En décembre 2025, la baisse des prix du gaz par rapport au mois précédent a favorisé la chute des prix sur les marchés européens de l’électricité. De plus, sur les marchés allemand et italien, la demande d’électricité a diminué par rapport au mois de novembre, tandis que la production éolienne a augmenté en Allemagne. En revanche, la hausse de la demande sur les marchés espagnol, français et portugais, ainsi que la baisse de la production éolienne dans la péninsule ibérique, ont contribué à la hausse des prix sur ces marchés.
Par ailleurs, la baisse des prix du gaz en décembre 2025 par rapport à décembre 2024 a également contribué à la baisse des prix en glissement annuel sur les marchés européens de l’électricité. De plus, la production éolienne a augmenté en France, en Espagne et au Portugal, tandis que la production solaire a progressé sur les marchés allemand, français et italien.
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 61,63 $/bbl en décembre 2025. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, cette moyenne mensuelle était la plus basse depuis février 2021. Cette valeur était inférieure de 3,2 % à celle atteinte par les contrats à terme Front-Month de novembre 2025, qui s’élevait à 63,66 $/bbl. Elle était également inférieure de 16 % à celle des contrats à terme Front-Month négociés en décembre 2024, qui s’élevait à 73,13 $/bbl.
En décembre, malgré les tensions entre les États-Unis et le Venezuela et les attaques ukrainiennes contre les infrastructures pétrolières russes, les inquiétudes concernant l’évolution de la demande ont continué à exercer une pression à la baisse sur les prix des contrats à terme du Brent. La possibilité qu’un accord de paix pour l’Ukraine entraîne la levée des sanctions sur le pétrole russe, augmentant ainsi l’offre mondiale, a également contribué à la baisse des prix. De plus, la production pétrolière a augmenté en Irak.
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 décembre 2025 pour ces contrats à terme était de 27,62 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, il s’agit de la moyenne mensuelle la plus basse depuis avril 2024. Par rapport à la moyenne des contrats à terme Front-Month négociés au mois de novembre, qui était de 30,77 €/MWh, la moyenne de décembre a baissé de 10 %. Par rapport aux contrats à terme Front-Month négociés en décembre 2024, où le prix moyen était de 45,15 €/MWh, la baisse a été de 39 %.
L’abondance de l’offre de gaz naturel liquéfié et les flux gaziers en provenance de Norvège ont contribué à la baisse du prix mensuel des contrats à terme TTF sur le gaz en décembre. Les pourparlers de paix en Ukraine, qui pourraient déboucher sur une augmentation de l’approvisionnement en gaz russe, ont également exercé une pression à la baisse sur les prix. Cependant, la fermeture d’un des trains de liquéfaction de l’usine d’exportation de Freeport au cours de la troisième semaine du mois, les prévisions de températures basses en janvier et les niveaux des stocks européens ont limité la baisse de la moyenne mensuelle.
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 2026, ils ont atteint un prix moyen de 86,24 €/t en décembre. 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 3,6 % par rapport à la moyenne du mois de novembre, qui était de 83,28 €/t. Par rapport à la moyenne du mois de décembre 2024, qui était de 71,03 €/t, la moyenne de décembre 2025 était supérieure de 21 %.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de l'ICE et de l'EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur le stockage d’énergie
La division AleaStorage d’AleaSoft Energy Forecasting fournit des rapports prévisionnels pour les projets de stockage d’énergie. Parmi les services d’AleaStorage figurent 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 tant pour les batteries autonomes que pour les systèmes hybrides, principalement pour les systèmes d’énergie photovoltaïque avec batteries.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.