AleaSoft Energy Forecasting, 1er septembre 2025. Au cours de la quatrième semaine d’août, les prix hebdomadaires de la plupart des principaux marchés électriques européens étaient inférieurs à 85 €/MWh. Au cours de la semaine, les marchés ont affiché des performances disparates. Les marchés britannique et français ont enregistré des prix quotidiens inférieurs à 20 €/MWh, tandis qu’en Allemagne et en Italie, ils ont dépassé les 100 €/MWh. La demande a augmenté, la production photovoltaïque a diminué et la production éolienne a augmenté, dans un contexte où le gaz TTF a affiché une tendance à la baisse, bien qu’il ait augmenté en moyenne par rapport à la semaine précédente, le CO2 est resté stable et le Brent a clôturé en légère hausse.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 25 août, la production solaire photovoltaïque a diminué sur les principaux marchés électriques européens par rapport à la semaine précédente. Les marchés français et allemand ont enregistré les baisses les plus importantes, respectivement de 16 % et 10 %, et ont connu leur deuxième semaine consécutive de baisse. Les marchés italien et espagnol ont enregistré les baisses les plus faibles, respectivement de 3,5 % et 4,5 %, et ont accumulé trois semaines de baisse. Pour sa part, le marché portugais a réduit sa production de 9,9 %, après avoir enregistré des hausses la semaine précédente.
Pour la semaine du 1er septembre, les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que la production photovoltaïque augmentera sur le marché espagnol et diminuera 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 quatrième semaine d’août, la production éolienne a augmenté dans la plupart des principaux marchés électriques européens par rapport à la semaine précédente. La France a enregistré la plus forte hausse, avec 47 %. La péninsule ibérique a enregistré des hausses de 8,0 % en Espagne et de 32 % au Portugal, prolongeant ainsi la tendance à la hausse pour la deuxième et la troisième semaine consécutive, respectivement. En revanche, les marchés allemand et italien ont réduit leur production grâce à cette technologie. Le marché allemand a enregistré la plus forte baisse, avec 20 %, tandis que le marché italien a réduit sa production de 9,5 %.
Au cours de la semaine, le marché français a atteint sa troisième plus forte production éolienne quotidienne pour un mois d’août, le vendredi 29, avec 218 GWh produits.
Pour la première semaine de septembre, selon les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production éolienne augmentera sur les marchés allemand, espagnol et français. En revanche, la production issue de cette technologie devrait diminuer sur les marchés portugais et italien.
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 dernière semaine d’août, la demande d’électricité a augmenté dans la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte augmentation, avec 6,3 %, suivi par le marché français avec 3,2 % et le marché allemand avec 2,1 %. Le marché espagnol a affiché la plus faible hausse, avec 0,7 %, tandis que la demande a augmenté de 0,9 % au Portugal et de 1,5 % en Belgique. Le marché italien a enregistré sa deuxième semaine consécutive de hausse et le marché belge a maintenu sa tendance à la hausse pour la cinquième semaine consécutive. Cependant, sur le marché britannique, la demande a baissé pour la deuxième semaine consécutive, avec une baisse de 7,0 % favorisée par le jour férié du Summer Bank Holiday célébré en Grande-Bretagne le 25 août.
Les températures moyennes ont affiché un comportement hétérogène sur les marchés analysés. L’Espagne, la Grande-Bretagne, la Belgique et l’Allemagne ont enregistré des hausses comprises entre 0,1 °C en Espagne et 1,3 °C en Allemagne. En revanche, la France, le Portugal et l’Italie ont enregistré des baisses comprises entre 0,2 °C en France et 0,7 °C en Italie.
Pour la première semaine de septembre, les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent une baisse de la demande sur les marchés belge, espagnol et français, tandis que les marchés allemand, britannique, italien et portugais 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 quatrième semaine d’août, les prix sur les principaux marchés européens de l’électricité ont évolué de manière hétérogène par rapport à la semaine précédente. Le marché Nord Pool des pays nordiques a enregistré la plus forte hausse en pourcentage du prix moyen hebdomadaire, avec 58 %. Le marché IPEX en Italie et le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas et en Allemagne ont également enregistré des hausses de prix, respectivement de 3,6 %, 4,3 % et 12 %. En revanche, le marché N2EX du Royaume-Uni a enregistré la plus forte baisse, avec 15 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé entre 3,0 % sur le marché EPEX SPOT en Belgique et 5,0 % sur le marché EPEX SPOT en France.
Au cours de la semaine du 25 août, les moyennes hebdomadaires ont été inférieures à 85 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. Les exceptions ont été les marchés allemand et italien, dont les moyennes ont été respectivement de 90,19 €/MWh et 109,82 €/MWh. Le marché français a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, avec 55,56 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 65,37 €/MWh sur le marché MIBEL espagnol et 82,77 €/MWh sur le marché néerlandais.
En ce qui concerne les prix quotidiens, le dimanche 31 août, le marché britannique a atteint la moyenne hebdomadaire la plus basse parmi les marchés analysés, avec 16,57 €/MWh. Ce prix était le plus bas du marché britannique depuis le 26 mai. Le 31 août, le marché français a également enregistré un prix inférieur à 20 €/MWh, soit exactement 18,88 €/MWh. En revanche, au cours de la quatrième semaine d’août, les marchés allemand et italien ont enregistré des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh. Le 28 août, le marché italien a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine, à 122,21 €/MWh. Ce jour-là, le marché nordique a enregistré son prix le plus élevé depuis le 14 mars, à 98,47 €/MWh.
Au cours de la semaine du 25 août, l’augmentation de la production éolienne dans la péninsule ibérique et en France a favorisé la baisse des prix sur les marchés espagnol, français et portugais. La chute de la demande sur le marché britannique a contribué à la baisse des prix sur ce marché. En revanche, l’augmentation des prix hebdomadaires du gaz et des droits d’émission de CO2, ainsi que la hausse de la demande, ont entraîné une augmentation des prix sur d’autres marchés. Dans le cas des marchés allemand et italien, la production éolienne et solaire a également chuté.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la première semaine de septembre, les prix baisseront sur la plupart des marchés électriques européens, sous l’influence de l’augmentation de la production éolienne et de la baisse de la demande sur certains marchés. De plus, la production solaire augmentera en Espagne.
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 68,80 $/baril, le lundi 25 août. Après une baisse de 2,3 % par rapport à la veille, le mardi 26 août, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 67,22 $/bbl. Le 27 août, les prix ont de nouveau augmenté et sont restés supérieurs à 68 $/bbl pendant le reste de la quatrième semaine d’août. Vendredi, le prix de clôture était de 68,12 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 0,6 % à celui du vendredi précédent.
L’évolution du conflit entre la Russie et l’Ukraine a exercé une influence à la hausse sur les prix des contrats à terme du Brent au cours de la quatrième semaine d’août. Cependant, l’augmentation de la production de l’OPEP+ et les prévisions d’une baisse de la demande ont limité la hausse des prix. Au cours de la première semaine de septembre, l’évolution des prix sera influencée par les attentes concernant la prochaine réunion de l’OPEP+, qui se tiendra à la fin de la semaine.
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 33,77 €/MWh, le lundi 25 août. Par la suite, les prix ont baissé. En conséquence, le jeudi 28 août, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimum, à 31,56 €/MWh. Le vendredi 29 août, le prix de clôture était légèrement supérieur, à 31,62 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 5,8 % à celui du vendredi précédent. Cependant, malgré la baisse des prix au cours de la semaine, la moyenne hebdomadaire des prix de clôture était supérieure de 1,1 % à celle de la semaine dernière.
Au cours de la quatrième semaine d’août, le flux de gaz en provenance de Norvège a diminué en raison de travaux de maintenance. Malgré cela, le niveau des réserves européennes a continué d’augmenter en raison d’une faible consommation de gaz. La disponibilité du gaz naturel liquéfié, favorisée par la faiblesse de la demande en Asie, a également contribué à la baisse des prix. En outre, l’approvisionnement de la Chine en gaz naturel liquéfié russe pourrait également réduire la concurrence pour l’approvisionnement mondial en gaz naturel liquéfié.
En ce qui concerne les cours de clôture des contrats à terme sur les quotas d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2025, ils sont restés supérieurs à 72 €/t pendant presque toute la quatrième semaine d’août. Cependant, le jeudi 28 août, ils ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 71,74 €/t. En revanche, après une hausse de 1,7 % par rapport à la veille, le vendredi 29 août, ces contrats à terme ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire maximum, à 72,97 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 0,6 % à celui du vendredi précédent.
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 aura lieu le webinaire numéro 58 de la série de webinaires mensuels d’AleaSoft Energy Forecasting. À cette occasion, le 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. Au cours du webinaire, une présentation des services d’AleaSoft destinés aux distributeurs sera également réalisée.
La table ronde de la deuxième partie réunira Xavier Cugat, directeur technique BESS chez Seraphim, Francisco Valverde, professionnel indépendant spécialisé dans le 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.
