AleaSoft Energy Forecasting, 22 septembre 2025. Au cours de la troisième semaine de septembre, la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont enregistré une baisse de leurs prix hebdomadaires, qui sont souvent passés sous la barre des 60 €/MWh, favorisés par l’augmentation de la production solaire, la reprise de l’éolien en Allemagne et en Italie et le léger recul du gaz. Cependant, l’Espagne, le Portugal et la France ont rompu avec cette tendance en enregistrant des hausses, tandis que l’Italie est restée au-dessus de 100 €/MWh pendant la majeure partie de la semaine. Au cours de ces journées, de nouveaux records historiques de production solaire photovoltaïque pour un jour de septembre ont été atteints en Espagne, au Portugal et en France. L’Allemagne et le Portugal se sont également distingués par des rebonds de la production éolienne. Le 18 septembre, les contrats à terme sur le CO2 ont atteint leur prix de clôture le plus élevé depuis la mi-février, à 77,82 €/t.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 15 septembre, la production solaire photovoltaïque a augmenté sur la plupart des principaux marchés électriques européens par rapport à la semaine précédente. Après les baisses enregistrées la semaine précédente, les marchés français et italien ont enregistré les hausses les plus importantes, respectivement de 25 % et 20 %. Le marché allemand a connu une augmentation de 10 % de la production solaire après quatre semaines de tendance à la baisse. Le marché espagnol a enregistré la plus faible augmentation, avec 0,8 %. Dans ce cas, il s’agissait de la troisième semaine consécutive d’augmentation.
Trois des principaux marchés européens ont enregistré un nouveau record historique de production photovoltaïque pour un jour de septembre. Les marchés espagnol et portugais ont battu les records de la semaine précédente, produisant respectivement 204 GWh et 26 GWh les 15 et 17 septembre. Deux jours plus tard, le 19 septembre, le marché français a enregistré son record, avec une production de 131 GWh.
Malgré ce record quotidien, le marché portugais a connu une baisse de 3,3 % de sa production solaire hebdomadaire.
Au cours de la semaine du 22 septembre, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la tendance à la hausse s’inversera et la production solaire photovoltaïque baissera sur les marchés espagnol, italien et allemand.
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 15 septembre, la production éolienne a augmenté sur les marchés allemand et italien par rapport à la deuxième semaine de septembre, respectivement de 93 % et 2,0 %, poursuivant ainsi les hausses enregistrées au cours des trois et deux dernières semaines sur chaque marché. En revanche, sur les marchés portugais, espagnol et français, la production éolienne a baissé respectivement de 39 %, 4,2 % et 1,5 %. Il s’agissait de la deuxième semaine consécutive de baisse pour les marchés français et espagnol, tandis que le marché portugais a inversé la tendance à la hausse de la semaine précédente.
Le 16 septembre, le marché allemand a généré 944 GWh d’énergie éolienne, des valeurs qui n’avaient pas été observées depuis la mi-janvier 2025. De même, le 21 septembre, sur le marché portugais, la production éolienne quotidienne a atteint 73 GWh, un niveau qui n’avait plus été observé depuis la fin avril 2025.
Au cours de la semaine du 22 septembre, selon les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production éolienne diminuera sur les marchés allemand, français, espagnol, 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 semaine du 15 septembre, la demande d’électricité a augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente. Les marchés espagnol et britannique ont enregistré les hausses les plus importantes, respectivement de 5,7 % et 4,3 %, inversant ainsi la tendance à la baisse observée la semaine précédente. Les marchés portugais, français et allemand ont affiché des hausses de la demande moins importantes, respectivement de 1,9 %, 1,5 % et 1,2 %. Il s’agissait de la quatrième semaine consécutive de croissance de la demande sur les marchés portugais et allemand. Sur le marché français, la demande a augmenté pour la deuxième semaine consécutive. En revanche, sur les marchés belge et italien, la demande a baissé respectivement de 1,3 % et 1,1 %. Sur le marché belge, cette tendance à la baisse s’est poursuivie pour la deuxième semaine consécutive. Après quatre semaines d’augmentation de la demande, le marché italien a inversé la tendance à la hausse.
Au cours de la semaine, les températures moyennes ont augmenté sur tous les marchés analysés, entre 0,1 °C en Italie et 1,9 °C en Allemagne.
Pour la semaine du 22 septembre, selon les prévisions de demande d‘AleaSoft Energy Forecasting, la demande augmentera sur les marchés français, britannique et belge. Cependant, sur les marchés portugais, espagnol, allemand et italien, la demande devrait baisser.
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 troisième semaine de septembre, les prix moyens de la plupart des principaux marchés électriques européens ont baissé par rapport à la semaine précédente. Les exceptions ont été le marché MIBEL en Espagne et au Portugal, avec une hausse de 21 %, et le marché EPEX SPOT en France, avec une hausse de 25 %. Le marché IPEX en Italie a enregistré la plus faible baisse des prix, avec 1,4 %. En revanche, le marché Nord Pool des pays nordiques a connu la plus forte baisse en pourcentage, avec 53 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé entre 19 % sur le marché N2EX au Royaume-Uni et 45 % sur le marché EPEX SPOT en Allemagne.
Au cours de la semaine du 15 septembre, les moyennes hebdomadaires ont été inférieures à 60 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. Les exceptions ont été les marchés espagnol, portugais et italien, dont les moyennes ont été respectivement de 74,34 €/MWh, 74,39 €/MWh et 109,61 €/MWh. Le marché nordique a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus basse, avec 21,55 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 32,91 €/MWh sur le marché français et 58,33 €/MWh sur le marché britannique.
En ce qui concerne les prix quotidiens, le dimanche 21 septembre, le marché nordique a atteint la moyenne hebdomadaire la plus basse parmi les marchés analysés, avec 2,57 €/MWh. Par ailleurs, le lundi 15 septembre, les prix quotidiens de la plupart des marchés électriques européens étaient inférieurs à 15 €/MWh. Ce jour-là, le marché allemand a enregistré son prix le plus bas depuis le 2 janvier. Les marchés belge, britannique et néerlandais ont atteint leurs prix les plus bas depuis mai, tandis que le marché français a enregistré son prix le plus bas depuis juin.
Pendant ce temps, le marché italien a enregistré des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh pendant presque toute la troisième semaine de septembre. Le 19 septembre, ce marché a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine, à 116,05 €/MWh.
Au cours de la semaine du 15 septembre, l’augmentation de la production solaire, ainsi que la légère baisse des prix hebdomadaires du gaz, ont favorisé la chute des prix sur la plupart des marchés électriques européens. De plus, la demande a baissé en Belgique et en Italie, tandis que la production éolienne a augmenté sur les marchés allemand et italien. En revanche, sur les marchés espagnol, français et portugais, l’augmentation de la demande et la baisse de la production éolienne ont contribué à la hausse des prix. De plus, la production solaire a diminué au Portugal.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la quatrième semaine de septembre, les prix augmenteront par rapport à la semaine précédente sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, sous l’influence de la baisse de la production éolienne et solaire. De plus, la demande augmentera sur certains marchés.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, combustibles et CO2
Au cours des premières séances de la troisième semaine de septembre, les cours de clôture des contrats à terme sur le pétrole Brent pour le mois en cours sur le marché ICE ont poursuivi la tendance haussière amorcée à la fin de la semaine précédente. Le mardi 16 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 68,47 $/bbl. Par la suite, les prix ont baissé. Le vendredi 19 septembre, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 66,68 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 0,5 % à celui du vendredi précédent.
Les augmentations de production prévues par l’OPEP+, ainsi que les inquiétudes concernant la demande, ont conduit les prix des contrats à terme du Brent à rester inférieurs à 69 $/baril au cours de la troisième semaine de septembre. Les baisses des taux d’intérêt aux États-Unis ont contribué aux inquiétudes concernant la demande de pétrole, car elles répondent à la situation économique et de l’emploi dans le pays, qui pourrait avoir des conséquences négatives sur la demande.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont enregistré lundi 15 septembre leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 32,15 €/MWh. Par la suite, les prix ont augmenté. En conséquence, le jeudi 18 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 32,95 €/MWh. Le vendredi 19 septembre, après une baisse de 2,0 % par rapport à la veille, le prix de clôture s’est établi à 32,31 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 1,1 % à celui du vendredi précédent.
Au cours de la troisième semaine de septembre, l’abondance de l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié, ainsi que la baisse de la demande de gaz due aux températures douces et à la production éolienne élevée, ont permis aux prix des contrats à terme TTF sur le gaz de rester inférieurs à 33 €/MWh.
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, les prix de clôture ont dépassé 76 €/t au cours de la troisième semaine de septembre. Le lundi 15 septembre, ils ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 76,75 €/t. En revanche, le jeudi 18 septembre, ces contrats à terme ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire maximum, à 77,82 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus élevé depuis le 15 février. Le vendredi 19 septembre, le prix était légèrement inférieur, à 77,55 €/t. Néanmoins, ce prix était supérieur de 2,3 % 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, AleaSoft Energy Forecasting a organisé le 58e webinaire de sa série de webinaires mensuels. Outre l’évolution des marchés européens de l’énergie, le webinaire a analysé les perspectives du stockage d’énergie à l’aide de batteries et de l’autoconsommation. L’événement comprenait également une présentation des services proposés par AleaSoft pour améliorer la stratégie, la gestion et la planification des distributeurs.
À la table ronde, les intervenants invités étaient 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.
