AleaSoft Energy Forecasting, 12 janvier 2026. Au cours de la deuxième semaine de janvier, les prix ont augmenté sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité par rapport à la semaine précédente, sous l’effet de la croissance de la demande, de la hausse des prix du CO2, dont les contrats à terme ont atteint leur plus haut niveau depuis au moins décembre 2023, et de la baisse de la production d’énergies renouvelables sur certains marchés. En revanche, le marché ibérique a enregistré les prix les plus bas pendant la majeure partie de la semaine grâce à l’augmentation de la production éolienne, qui a atteint un record historique quotidien, et de la production solaire. L’Italie a également enregistré des records historiques de production éolienne et photovoltaïque pour un jour de janvier.
Production photovoltaïque solaire et production éolienne
Au cours de la semaine du 5 janvier, la production photovoltaïque solaire a augmenté sur les marchés de la péninsule ibérique par rapport à la semaine précédente. Le marché espagnol a enregistré la plus forte augmentation, avec 39 %, tandis que le marché portugais a connu une hausse de 16 %. En revanche, les marchés italien, allemand et français ont enregistré une baisse de la production avec cette technologie. L’Italie et la France ont enregistré des baisses de 8,8 % et 26 % respectivement, après deux semaines de hausse. De son côté, l’Allemagne a enregistré sa deuxième semaine consécutive de baisse, avec un recul de 23 %.
Au cours de la semaine, les marchés portugais, italien et espagnol ont atteint des records historiques de production photovoltaïque pour un jour de janvier. Le 5 janvier, le marché portugais a atteint sa deuxième plus forte production photovoltaïque pour un jour de janvier, avec une production de 16 GWh. De son côté, le marché italien a atteint son record historique pour un jour de janvier le dimanche 11, avec une production de 63 GWh. Le même jour, le marché espagnol a enregistré la troisième plus grande production solaire photovoltaïque de son histoire pour un jour de janvier, avec 115 GWh, après les valeurs atteintes les 18 et 31 janvier 2025, respectivement de 115 GWh et 122 GWh.
Pour la semaine du 12 janvier, selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, la production diminuera sur les marchés allemand, espagnol et italien par rapport à la semaine précédente.
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 deuxième semaine de janvier, la production éolienne a augmenté dans la plupart des principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché espagnol a enregistré la plus forte augmentation, avec une production supérieure de 119 % à celle de la semaine précédente. Il a été suivi par le marché français, où la production issue de cette technologie a augmenté de 87 %. Les marchés portugais et italien ont enregistré des hausses de 21 % et 24 %, respectivement pour la deuxième et la quatrième semaine consécutive. Le marché allemand a constitué l’exception, la production éolienne ayant diminué de 35 % après deux semaines de tendance positive.
De plus, les marchés espagnol et italien ont battu des records historiques en matière de production éolienne. En Espagne, ce record a été atteint le vendredi 9 janvier, lorsque la production éolienne a atteint 453 GWh. Le lendemain, le 10 janvier, la production éolienne en Italie a atteint 188 GWh. De son côté, le marché français a atteint sa deuxième plus grande production éolienne jamais enregistrée pour un jour de janvier, également le 9 janvier, avec une production de 429 GWh, après celle enregistrée le 28 janvier 2025, qui était de 437 GWh.
Pour la deuxième semaine de janvier, selon les prévisions de production éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, la production issue de cette technologie augmentera sur le marché allemand. Cependant, elle devrait diminuer sur les marchés italien, espagnol, portugais et français, ce qui représentera un changement de tendance par rapport à la semaine précédente.
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 première semaine de janvier, la demande d’électricité a augmenté sur les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Le marché italien a enregistré la plus forte hausse, avec 19 %. Sur les marchés espagnol, allemand, belge, britannique et portugais, les hausses ont varié entre 11 % en Espagne et 17 % au Portugal. La plupart de ces marchés ont maintenu leur tendance à la hausse pour la deuxième semaine consécutive, tandis que les marchés de la péninsule ibérique ont inversé la tendance après deux semaines de baisse. Le marché français a enregistré la plus faible hausse, avec 8,2 %, enchaînant ainsi sa quatrième semaine consécutive de hausse.
Au cours de la semaine, les températures moyennes ont baissé dans la plupart des marchés analysés. Les baisses ont varié entre 0,2 °C en Grande-Bretagne et 1,8 °C en Allemagne, ce qui a favorisé l’augmentation de la demande d’électricité dans la plupart des marchés. En revanche, en France, les températures moyennes ont été de 0,5 °C moins froides que la semaine précédente.
Pour la semaine du 12 janvier, selon les prévisions de demande d’AleaSoft Energy Forecasting, la demande continuera à augmenter sur les marchés allemand, espagnol et italien. En revanche, les marchés français, portugais, britannique et belge enregistreront une baisse de la demande.
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 deuxième semaine de 2026, les prix sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont été supérieurs à ceux de la semaine précédente, en particulier pendant les quatre premiers jours de la semaine. En conséquence, les prix hebdomadaires moyens sur la plupart des marchés ont augmenté par rapport à la semaine précédente. La seule exception a été le marché MIBEL en Espagne et au Portugal, qui a enregistré une baisse de 11 %. Le marché Nord Pool des pays nordiques a enregistré la plus forte hausse en pourcentage, avec 63 %. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté entre 11 % sur le marché IPEX en Italie et 52 % sur le marché EPEX SPOT en Allemagne.
Au cours de la semaine du 5 janvier, les moyennes hebdomadaires ont dépassé 100 €/MWh sur la plupart des marchés électriques européens. Les exceptions ont été les marchés espagnol et portugais, dont les moyennes ont été respectivement de 78,47 €/MWh et 78,56 €/MWh. Le marché italien a enregistré la moyenne hebdomadaire la plus élevée, avec 119,39 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix se situaient entre 101,14 €/MWh sur le marché français et 112,48 €/MWh sur le marché allemand.
Le marché ibérique MIBEL a affiché les prix quotidiens les plus bas parmi les principaux marchés européens pendant la majeure partie de la semaine. Le vendredi 9 janvier, le marché espagnol a atteint la moyenne la plus basse de la semaine parmi les marchés analysés, avec 53,40 €/MWh. Ce jour-là, le marché portugais a enregistré le deuxième prix quotidien le plus bas de la semaine, à 53,43 €/MWh. Les prix quotidiens des autres marchés analysés sont restés supérieurs à 70 €/MWh pendant la deuxième semaine de janvier.
D’autre part, tous les marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting ont enregistré des prix quotidiens supérieurs à 100 €/MWh lors d’une séance de la deuxième semaine de janvier. Le marché italien a enregistré des prix quotidiens supérieurs à 105 €/MWh tout au long de la semaine. Cependant, le marché allemand a atteint la moyenne quotidienne la plus élevée de la semaine parmi les marchés analysés, avec 154,12 €/MWh, le jeudi 8 janvier. Ce jour-là, les marchés belge, britannique, italien et néerlandais ont également enregistré leurs prix quotidiens les plus élevés de la semaine, supérieurs à 125 €/MWh. Dans le cas du marché N2EX au Royaume-Uni, le prix s’est établi à 139,74 €/MWh, son plus haut niveau depuis le 18 février 2025. En revanche, les marchés français et nordique ont enregistré leurs prix quotidiens les plus élevés de la semaine le lundi 5 janvier. Ce jour-là, le marché français a atteint son prix le plus élevé depuis le 19 février 2025, à 128,21 €/MWh.
Au cours de la semaine du 5 janvier, la hausse des prix des droits d’émission de CO2, ainsi que l’augmentation de la demande, ont entraîné une hausse des prix sur la plupart des marchés européens de l’électricité. De plus, la baisse de la production éolienne en Allemagne, ainsi que la baisse de la production solaire sur les marchés allemand, français et italien, ont contribué à la hausse des prix sur ces marchés. En revanche, l’augmentation de la production éolienne et solaire dans la péninsule ibérique a favorisé la baisse des prix sur les marchés espagnol et portugais.
Les prévisions de prix d’AleaSoft Energy Forecasting indiquent que, au cours de la troisième semaine de janvier, les prix baisseront sur la plupart des principaux marchés électriques européens, sous l’influence de l’augmentation de la production éolienne en Allemagne et de la baisse de la demande sur certains marchés. Toutefois, la baisse de la production solaire en Espagne et en Italie et la chute de la production éolienne dans la péninsule ibérique et en Italie favoriseront la hausse des prix sur les marchés espagnol, italien et portugais.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, combustibles et CO2
Les cours de clôture des contrats à terme sur le pétrole Brent pour le mois suivant sur le marché ICE sont restés supérieurs à 60 $/baril pendant presque toute la deuxième semaine de janvier, à l’exception du 7 janvier. Ce jour-là, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 59,96 $/bbl. En revanche, lors des dernières séances de la semaine, les prix ont augmenté. Le vendredi 9 janvier, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximum, à 63,34 $/bbl. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 4,3 % à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis le 6 décembre 2025.
Les tensions géopolitiques ont exercé une influence à la hausse sur les prix des contrats à terme du Brent au cours de la deuxième semaine de janvier. L’incertitude concernant le Venezuela, l’annonce de nouvelles sanctions américaines à l’encontre des pays acheteurs de pétrole russe, ainsi que la possibilité que l’instabilité en Iran finisse par affecter l’approvisionnement en pétrole de ce pays, ont contribué à faire passer les prix au-dessus de 60 $/baril pendant presque toute la semaine. Toutefois, l’annonce selon laquelle le Venezuela livrerait entre 30 et 50 millions de barils de pétrole aux États-Unis a contribué à la baisse des prix le 7 janvier.
Quant aux cours de clôture des contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont entamé la deuxième semaine de janvier avec une baisse de 5,5 % par rapport à la dernière séance de la semaine précédente. Ainsi, le lundi 5 janvier, ces contrats à terme ont enregistré leur cours de clôture hebdomadaire minimum, à 27,40 €/MWh. Par la suite, les prix ont augmenté jusqu’au 7 janvier. Ce jour-là, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 28,78 €/MWh. En revanche, lors des deux dernières séances de la semaine, les prix de clôture ont été inférieurs à 28,25 €/MWh. Le vendredi 9 janvier, le prix de clôture était de 28,13 €/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était inférieur de 3,0 % à celui du vendredi précédent.
Les inquiétudes concernant les effets de la montée des tensions géopolitiques sur l’approvisionnement en gaz naturel liquéfié, ainsi que les niveaux des réserves européennes, actuellement inférieurs à 55 %, ont exercé une pression à la hausse sur les prix des contrats à terme TTF sur le gaz au cours de la deuxième semaine de janvier. Toutefois, les prévisions de températures plus clémentes pour les jours à venir ont contribué à maintenir les prix sous la barre des 29 €/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 2026, ils ont enregistré lundi 5 janvier leur cours de clôture hebdomadaire le plus bas, à 87,25 €/t. Au cours du reste de la semaine, les prix ont augmenté. En conséquence, le vendredi 9 janvier, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire maximal, à 89,56 €/t. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 1,4 % à celui du vendredi précédent et le plus élevé depuis au moins le 29 décembre 2023.
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 européens de l’énergie, du stockage et de la demande
Jeudi prochain, le 15 janvier, AleaSoft Energy Forecasting tiendra la 62e édition de sa série de webinaires mensuels sur les marchés européens de l’énergie. Cette édition comptera sur la participation de conférenciers de PwC Espagne pour la sixième année consécutive. Le webinaire abordera les perspectives des marchés énergétiques européens, le stockage d’énergie et l’hybridation. Il analysera également d’autres thèmes tels que la croissance de la demande en électricité avec les centres de données et l’électrification de l’industrie, l’état actuel de la réglementation concernant les PPA et les énergies renouvelables, ainsi que l’évolution des PPA virtuels et des FPA (Flexibility Purchase Agreements).
Source: AleaSoft Energy Forecasting.