AleaSoft Energy Forecasting,16 février 2026. Au cours de la deuxième semaine de février, les prix sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont continué à baisser, même si dans de nombreux cas, la moyenne hebdomadaire s’est établie au-dessus de 90 €/MWh. Le marché nordique a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus élevée, du jamais vu depuis au moins 2018, et a atteint le 10 février son prix le plus élevé depuis 2022. Le marché ibérique est resté découplé du reste de l’Europe, avec des prix quotidiens inférieurs à 5 €/MWh lors de la plupart des séances. En ce qui concerne la production renouvelable, le marché italien a enregistré la valeur photovoltaïque la plus élevée pour un jour de février et le marché français la valeur éolienne la plus élevée pour un jour de février. Pour leur part, les contrats à terme sur le CO2 ont atteint leur niveau le plus bas depuis mai 2025.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 9 février, la production photovoltaïque solaire a augmenté dans la plupart des principaux marchés électriques européens par rapport à la semaine précédente. Le marché espagnol a enregistré la plus forte hausse, avec 16 %, poursuivant ainsi la tendance à la hausse de la semaine précédente. Le marché allemand a continué à progresser pour la deuxième semaine consécutive, avec une hausse de 13 % cette fois-ci. Sur le marché portugais, la production photovoltaïque a également augmenté pour la deuxième semaine consécutive, avec une hausse de 5,0 %. Le marché italien a enregistré la plus faible augmentation, avec 0,4 %, poursuivant ainsi la tendance positive des deux dernières semaines. En revanche, sur le marché français, la production issue de cette technologie a chuté de 27 % après trois semaines de hausse.
Le marché italien a enregistré un nouveau record historique de production photovoltaïque pour un jour de février, avec 89 GWh générés le vendredi 13 février.
Au cours de la semaine du 16 février, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production augmentera sur les marchés allemand, italien et espagnol.
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.Au cours de la semaine du 9 février, le marché français a de nouveau enregistré la plus forte augmentation de la production éolienne par rapport à la semaine précédente, pour la deuxième semaine consécutive, avec une hausse de 38 %. Les marchés espagnol et portugais ont inversé la tendance baissière de la semaine précédente, avec des hausses respectives de 8,6 % et 6,0 %. En revanche, les marchés allemand et italien ont affiché une tendance inverse. En Allemagne, la production éolienne a chuté de 17 %, poursuivant la tendance à la baisse de la semaine précédente, tandis qu’en Italie, elle a baissé de 15 % après trois semaines consécutives de hausse.
Le marché français a atteint un nouveau record historique de production éolienne pour un jour de février le 11, avec 380 GWh d’énergie éolienne générés.
Au cours de la semaine du 16 février, selon les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production issue de cette technologie augmentera sur les marchés italien et allemand, tandis qu’elle diminuera sur les marchés portugais, espagnol et français.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Demande en électricité
Au cours de la semaine du 9 février, la demande d’électricité a diminué sur la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché espagnol a enregistré la plus forte baisse, avec 5,2 %, et a poursuivi sa tendance à la baisse pour la troisième semaine consécutive. Sur les marchés allemand, italien et britannique, la demande a baissé pour la deuxième semaine consécutive, cette fois-ci de 3,4 %, 2,4 % et 0,9 % respectivement. Le marché portugais a inversé la tendance positive de la semaine précédente avec une baisse de 1,6 %. Sur le marché belge, la demande est restée similaire à celle de la semaine précédente, tandis que sur le marché français, elle a augmenté de 0,5 %, inversant ainsi la tendance à la baisse de la semaine précédente.
La baisse de la demande était liée à des températures moyennes moins froides que la semaine précédente sur la plupart des marchés analysés. Les hausses ont varié entre 0,5 °C en France et 2,5 °C en Allemagne. Cependant, les températures moyennes ont baissé de 0,1 °C en Grande-Bretagne et de 1,6 °C en Belgique.
Pour la semaine du 16 février, selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, la demande augmentera en Allemagne, en France, en Espagne, en Grande-Bretagne et en Belgique, tandis qu’elle diminuera au Portugal et en Italie.
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
Au cours de la deuxième semaine de février, les prix sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont affiché une tendance à la baisse. En conséquence, les prix hebdomadaires moyens sur la plupart des marchés ont baissé par rapport à la semaine précédente. Les exceptions ont été le marché EPEX SPOT en Allemagne et le marché Nord Pool dans les pays nordiques, avec des hausses respectives de 1,9 % et 13 %. Le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas a enregistré la baisse la plus faible, avec 0,9 %. En revanche, le marché EPEX SPOT en France et le marché MIBEL au Portugal et en Espagne ont enregistré les plus fortes baisses de prix en pourcentage, respectivement de 51 %, 52 % et 53 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé entre 4,6 % sur le marché N2EX au Royaume-Uni et 9,3 % sur le marché IPEX en Italie.
Au cours de la semaine du 9 février, malgré la baisse des prix, les moyennes hebdomadaires ont dépassé 90 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. Les exceptions ont été les marchés portugais, espagnol et français, dont les moyennes ont été respectivement de 2,18 €/MWh, 6,24 €/MWh et 39,60 €/MWh. En revanche, le marché nordique a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus élevée, avec 125,08 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 93,62 €/MWh sur le marché belge et 116,21 €/MWh sur le marché italien.
En ce qui concerne les prix quotidiens, les marchés espagnol et portugais ont enregistré des prix inférieurs à 5 €/MWh lors de la plupart des séances de la deuxième semaine de février. Le 11 février, le marché portugais a atteint la moyenne hebdomadaire la plus basse parmi les marchés analysés, avec 0,34 €/MWh. Il s’agissait de son prix quotidien le plus bas depuis le 6 avril 2024. Le 15 février, le marché espagnol a atteint son prix le plus bas depuis le 17 avril 2024, à 1,55 €/MWh. Dans le cas du marché français, les prix ont été inférieurs à 20 €/MWh lors de certaines séances de la deuxième semaine de février. Le 11 février, le prix était de 13,61 €/MWh, le plus bas de ce marché depuis le 24 octobre 2025. Au cours de la troisième semaine de février, le lundi 16, le prix était encore plus bas, à 12,13 €/MWh, tout en restant supérieur à celui enregistré le 23 octobre 2025.
Par ailleurs, les marchés allemand, belge, britannique, italien, néerlandais et nordique ont enregistré des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh lors de certaines séances de la deuxième semaine de février. Sur les marchés italien et nordique, les prix quotidiens ont dépassé 120 €/MWh pendant les trois premiers jours de la semaine. Le marché nordique a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine parmi les marchés analysés, avec 158,53 €/MWh, le mardi 10 février. Il s’agit de son prix quotidien le plus élevé depuis le 23 décembre 2022.
Au cours de la semaine du 9 février, la baisse des prix du gaz et des droits d’émission de CO2, l’augmentation de la production solaire et la baisse de la demande sur la plupart des marchés ont contribué à la chute des prix sur les marchés européens de l’électricité. Dans la péninsule ibérique, la forte production hydroélectrique a également exercé une pression à la baisse sur les prix, tandis qu’en Espagne, en France et au Portugal, l’augmentation de la production éolienne a également favorisé la baisse des prix.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la troisième semaine de février, les prix baisseront sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. La forte augmentation de la production éolienne et solaire sur des marchés tels que l’Allemagne ou l’Italie favorisera cette tendance. Cependant, l’augmentation de la demande et la baisse de la production éolienne dans la péninsule ibérique favoriseront la hausse des prix sur le marché MIBEL.
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 de la deuxième semaine de février, les cours de clôture des contrats à terme sur le pétrole Brent pour le mois suivant sur le marché ICE sont restés inférieurs à 70 $/baril. Le 11 février, ces contrats à terme ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire maximal, à 69,40 $/bbl. Cependant, après une baisse de 2,7 % par rapport à la veille, le jeudi 12 février, ils ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimal, à 67,52 $/bbl. Le vendredi 13 février, le cours de clôture était légèrement supérieur, à 67,75 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était encore inférieur de 0,4 % à celui du vendredi précédent.
Les tensions au Moyen-Orient ont contribué à maintenir les prix des contrats à terme sur le Brent au-dessus de 68,75 $/baril lors des premières séances de la semaine. Cependant, les inquiétudes concernant la demande ont limité les prix. L’Agence internationale de l’énergie a publié son rapport mensuel jeudi, insistant sur un éventuel excédent de l’offre d’ici 2026 et révisant à la baisse ses prévisions concernant la demande de pétrole. Par ailleurs, le président américain a déclaré que les négociations avec l’Iran pourraient se prolonger d’un mois, atténuant ainsi les craintes liées aux problèmes d’approvisionnement, ce qui a également exercé une pression à la baisse sur les prix.
Quant aux cours de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils sont restés stables au cours de la deuxième semaine de février, sous la barre des 34 €/MWh. Le lundi 9 février, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 33,50 €/MWh. Ce prix était déjà inférieur de 6,2 % à celui du vendredi de la semaine précédente. Le mardi 10 février, ils ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimal, à 31,85 €/MWh. Au cours des autres séances de la semaine, les prix de clôture ont dépassé les 32 €/MWh. Le vendredi 13 février, le prix de clôture était de 32,50 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 8,9 % à celui du vendredi précédent.
Les prévisions de températures plus douces ont exercé une influence à la baisse sur les prix des contrats à terme TTF du gaz au cours de la deuxième semaine de février. De plus, l’augmentation de la disponibilité du gaz naturel liquéfié en provenance des États-Unis, associée à des prévisions de températures plus élevées dans ce pays également, a contribué à maintenir les prix en dessous de 34 €/MWh au cours de la deuxième semaine de février.
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 2026, ils ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire maximal, à 81,33 €/t, le lundi 9 février. Par la suite, les prix ont entamé une tendance à la baisse. En conséquence, le vendredi 13 février, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 70,70 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 10 % à celui du vendredi précédent et le plus bas depuis le 6 mai 2025.
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 et le stockage dans des batteries
Le jeudi 12 février, AleaSoft Energy Forecasting a organisé son 63e webinaire mensuel. Le conférencier invité était Tomás García, directeur principal, Energy & Infrastructure Advisory chez JLL, qui participait pour la cinquième fois à la série de webinaires mensuels d’AleaSoft Energy Forecasting. Le webinaire de février a abordé des thèmes importants pour le secteur de l’énergie, tels que l’évolution et les perspectives des marchés énergétiques européens, les enseignements tirés des récentes transactions BESS en Espagne et les facteurs clés pour l’évaluation des projets BESS autonomes en Espagne.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.