AleaSoft Energy Forecasting,2 mars 2026. Au cours de la dernière semaine de février, les prix sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont baissé par rapport à la semaine précédente et se sont situés, pour la plupart, en dessous de 75 €/MWh. La production photovoltaïque a atteint des records pour un jour de février sur les principaux marchés européens, tandis que la production éolienne a diminué et que la demande d’électricité a baissé. Vendredi 27, les contrats à terme sur le Brent ont enregistré leur cours de clôture le plus élevé depuis juin 2025. Pour la première semaine de mars, l’évolution du gaz, dans un contexte marqué par l’escalade du conflit en Iran, sera déterminante pour l’évolution des prix.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 23 février, la production solaire photovoltaïque a augmenté sur les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché allemand a enregistré la plus forte hausse, avec 132 %, suivi du marché français, où elle a augmenté de 52 %. Le marché italien a enregistré la plus faible croissance, avec 5,3 %, et a connu sa cinquième semaine consécutive de hausse. Sur les marchés de la péninsule ibérique, la production issue de cette technologie a augmenté de 14 % au Portugal et de 24 % en Espagne. Les marchés allemand, espagnol et portugais ont enregistré leur quatrième semaine consécutive de hausse.
Durante la semana, los mercados alcanzaron récords de producción solar fotovoltaica para un día de febrero. El mercado español registró el 23 de febrero la segunda producción más alta para un día de febrero, con 148 GWh. Los mercados italiano y francés alcanzaron máximos históricos de producción solar fotovoltaica en un día de febrero el 26 de febrero, con 110 GWh y 92 GWh, respectivamente Ese mismo día, el mercado portugués registró su segunda mayor producción para un día de febrero, con 20 GWh. Por su parte, el mercado alemán estableció el viernes 27 de febrero un nuevo máximo histórico para este mes, con 251 GWh de generación solar fotovoltaica.
Au cours de la première semaine de mars, les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que la production augmentera sur les marchés allemand et italien. En revanche, le marché espagnol enregistrera une baisse.
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 dernière semaine de février, la production éolienne a diminué sur les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte baisse, avec 78 %, inversant ainsi la tendance à la hausse de la semaine précédente. Il a été suivi par les marchés espagnol et français, avec des baisses respectives de 58 % et 38 %. Le marché portugais a enregistré la plus faible baisse, avec 14 %, tandis que la production éolienne sur le marché allemand a diminué de 15 %. Dans la péninsule ibérique, les baisses se sont succédé pour la deuxième semaine consécutive, tandis que sur le marché français, la production éolienne a inversé la tendance à la hausse après trois semaines d’augmentation.
Au cours de la semaine du 2 mars, selon les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production issue de cette technologie augmentera sur les marchés de la péninsule ibérique et de l’Italie. En revanche, les marchés français et allemand enregistreront une baisse de la production éolienne.
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 23 février, la demande d’électricité a diminué sur les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché français a enregistré la plus forte baisse, avec 13 %, et a accumulé sa deuxième semaine de baisse. Il a été suivi par les marchés britannique et allemand, avec des baisses respectives de 8,7 % et 8,6 %. Le marché espagnol a enregistré la plus faible baisse, de 1,9 %, et a accumulé cinq semaines consécutives de baisse. Les marchés italien, portugais et belge ont enregistré des baisses de 2,5 %, 3,6 % et 6,4 %, respectivement. L’Italie et la Grande-Bretagne ont enchaîné leur quatrième semaine consécutive de baisse, tandis que le Portugal a enregistré sa troisième semaine de baisse.
Dans le même temps, les températures moyennes ont été moins froides que celles de la semaine précédente sur tous les marchés analysés, ce qui a favorisé la baisse de la demande en électricité. L’Espagne et le Portugal ont enregistré les plus faibles augmentations de température, respectivement de 0,4 °C et 0,6 °C. En Italie, en France, en Grande-Bretagne, en Belgique et en Allemagne, les températures moyennes ont augmenté entre 1,2 °C en Italie et 6,8 °C en Allemagne.
Pour la semaine du 2 mars, les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que la demande augmentera sur la plupart des marchés analysés, à l’exception du marché italien, où elle diminuera.
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
Les prix de la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont atteint leur plus haut niveau de la semaine le mardi 24 février, avant de redescendre. En conséquence, les prix moyens hebdomadaires de la plupart des marchés ont baissé par rapport à la semaine précédente. Cependant, les marchés britannique et italien ont enregistré des moyennes légèrement supérieures à celles de la semaine précédente, avec des hausses respectives de 0,7 % et 1,8 %. Le marché ibérique a également enregistré des hausses, de 18 % en Espagne et de 55 % au Portugal. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont baissé entre 9,4 % sur le marché néerlandais et 22 % sur le marché belge.
Au cours de la semaine du 23 février, les moyennes hebdomadaires ont été inférieures à 75 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. Les exceptions ont été les marchés britannique, nordique et italien, dont les moyennes ont été respectivement de 82,54 €/MWh, 84,21 €/MWh et 106,67 €/MWh. En revanche, les marchés français, portugais et espagnol ont enregistré les moyennes hebdomadaires les plus basses, avec respectivement 22,43 €/MWh, 22,98 €/MWh et 24,28 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 57,08 €/MWh sur le marché belge et 74,94 €/MWh sur le marché allemand.
En ce qui concerne les prix quotidiens, le vendredi 27 février, les marchés belge et français ont atteint la moyenne hebdomadaire la plus basse parmi les marchés analysés, à 12,70 €/MWh. Pour le marché belge, il s’agissait du prix quotidien le plus bas depuis le 6 octobre 2025. Au cours de la quatrième semaine de février, les marchés espagnol et portugais ont également enregistré des prix quotidiens inférieurs à 20 €/MWh. Par ailleurs, le dimanche 1er mars, le marché allemand a atteint son prix le plus bas depuis le 2 janvier 2026, à 52,93 €/MWh, tandis que le marché nordique a enregistré son prix quotidien le plus bas depuis le 3 janvier, à 67,86 €/MWh.
Par ailleurs, au cours de la quatrième semaine de février, les prix quotidiens sont restés supérieurs à 100 €/MWh sur le marché italien. Le mardi 24 février, les marchés allemand, néerlandais et nordique ont également enregistré des prix supérieurs à 100 €/MWh. Ce jour-là, le marché nordique a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine parmi les marchés analysés, avec 115,74 €/MWh.
Au cours de la semaine du 23 février, l’augmentation de la production solaire et la baisse de la demande ont entraîné une chute des prix sur la plupart des principaux marchés électriques européens. Cependant, la baisse notable de la production éolienne dans la péninsule ibérique et en Italie a contribué à la hausse des prix sur les marchés espagnol, italien et portugais. Au Portugal, la production hydroélectrique a également diminué.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la première semaine de mars, l’évolution des prix du gaz, qui pourraient être affectés par l’escalade du conflit en Iran, sera l’un des principaux facteurs déterminant les prix sur les marchés européens de l’électricité. Dans ce contexte, les prix augmenteront sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, également influencés par l’augmentation de la demande. La baisse de la production éolienne en Allemagne et en France contribuera à la hausse des prix sur ces marchés. En revanche, l’augmentation de la production éolienne dans la péninsule ibérique pourrait exercer une pression à la baisse sur les prix des marchés espagnol et portugais.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par OMIE, Nord Pool et GME.Brent, combustibles et CO2
Au cours de la quatrième semaine de février, les cours de clôture des contrats à terme sur le pétrole Brent pour le mois suivant sur le marché ICE ont affiché une tendance globalement baissière jusqu’au jeudi 26 février. Ce jour-là, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 70,75 $/bbl. Cependant, le vendredi 27 février, après une hausse de 2,4 % par rapport à la veille, ces contrats à terme ont atteint leur cours de clôture hebdomadaire maximum, à 72,48 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 1,0 % à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis le 21 juin 2025.
Au cours de la quatrième semaine de février, les inquiétudes liées à la demande en raison des nouveaux droits de douane américains, ainsi que la possibilité de nouvelles augmentations de production de la part de l’OPEP+, ont exercé une influence à la baisse sur les prix des contrats à terme du Brent. Cependant, la montée des tensions au Moyen-Orient a entraîné une hausse des prix à la fin de la semaine. Par ailleurs, l’OPEP+ a convenu de reprendre ses augmentations de production en avril lors de la réunion qui s’est tenue le dimanche 1er mars. Malgré cela, les prix pourraient continuer à augmenter au cours de la première semaine de mars en raison du conflit entre les États-Unis et l’Iran, en raison de ses effets sur la production iranienne et sur le trafic dans le détroit d’Ormuz.
Quant aux cours de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont dépassé les 30 €/MWh au cours de la quatrième semaine de février. Le mardi 24 février, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire minimum, à 30,89 €/MWh. Par la suite, les prix ont augmenté et, le jeudi 26 février, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximum, à 32,22 €/MWh. Le vendredi 27 février, le prix de clôture était légèrement inférieur, à 31,96 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 0,2 % à celui du vendredi précédent.
Les approvisionnements élevés en gaz naturel liquéfié et l’augmentation de la production renouvelable ont maintenu les prix en dessous de 32 €/MWh pendant les premières séances de la quatrième semaine de février, malgré les faibles niveaux des réserves européennes. Cependant, les craintes d’une interruption de l’approvisionnement via le détroit d’Ormuz en raison de la montée des tensions au Moyen-Orient ont contribué à la hausse des prix lors des dernières séances de la quatrième semaine de février. Les interruptions d’approvisionnement via le détroit d’Ormuz pourraient entraîner une hausse des prix au cours de la première semaine de mars.
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 2026, ils sont restés supérieurs à 70 €/t au cours de la quatrième semaine de février. Le 25 février, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 72,60 €/t. Cependant, lors des dernières séances de la semaine, les prix ont baissé. En conséquence, le vendredi 27 février, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 70,29 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 4,7 % 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, le stockage et le financement des projets renouvelables
Le jeudi 12 mars, AleaSoft Energy Forecasting organisera la 64e édition de sa série de webinaires mensuels. Cet événement bénéficiera de la participation d’EY pour la sixième année consécutive. Le webinaire analysera l’évolution des marchés énergétiques européens et les perspectives pour le printemps 2026, les principaux jalons pour 2026 dans le secteur de l’énergie, la réglementation et les perspectives du stockage d’énergie et des marchés de capacité, le financement des projets d’énergies renouvelables et de stockage, l’importance des PPA et de l’autoconsommation, ainsi que les principales considérations à prendre en compte dans l’évaluation des portefeuilles.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.