AleaSoft Energy Forecasting, 2 juillet 2026. En juin 2026, la production d’énergie solaire photovoltaïque a atteint des maximums historiques sur les principaux marchés électriques européens. La production d’énergie éolienne a également battu des records pour un mois de juin en France et au Portugal. Les prix moyens mensuels ont augmenté sur la plupart des marchés, portés par la hausse de la demande estivale et des prix des émissions de CO2, malgré la baisse des prix du gaz TTF et du pétrole Brent par rapport à mai.
Production d’énergie solaire photovoltaïque et éolienne
En juin 2026, la production d’énergie solaire photovoltaïque a augmenté sur les principaux marchés électriques européens par rapport au même mois de l’année précédente. L’Espagne a enregistré la plus forte croissance en pourcentage, avec 18%. La France a suivi avec 17% et le Portugal avec 16%. L’Allemagne a augmenté sa production de 5.5%, tandis que l’Italie a enregistré la plus faible hausse, avec 0.7%.
Par rapport à mai 2026, la production d’énergie solaire photovoltaïque a également augmenté sur tous les marchés analysés. L’Espagne et le Portugal ont enregistré les plus fortes hausses, de 18% dans les deux cas. La France a augmenté sa production de 15% et l’Italie de 11%, tandis que l’Allemagne a enregistré la plus faible hausse, de 4.8%.
En juin 2026, les principaux marchés électriques européens ont battu leurs records historiques de production d’énergie solaire photovoltaïque. L’Allemagne a mené la production mensuelle d’énergie photovoltaïque, avec 11 168 GWh, son chiffre le plus élevé à ce jour. L’Espagne a atteint 6957 GWh, suivie de l’Italie, avec 4428 GWh, et de la France, avec 4384 GWh. Le Portugal a également établi un nouveau record historique, avec 823 GWh.
Ces records de production d’énergie solaire photovoltaïque reflètent la croissance interannuelle de la puissance installée. Entre juin 2025 et juin 2026, le marché espagnol a ajouté 8689 MW de puissance solaire photovoltaïque, hors autoconsommation, selon les données de Red Eléctrica. Sur la même période, le marché portugais a ajouté 739 MW au système, selon les données de REN.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.En juin 2026, la production d’énergie éolienne a augmenté en glissement annuel sur la plupart des principaux marchés électriques européens analysés. Le Portugal a enregistré la plus forte hausse, avec 24%. En Espagne, la hausse a atteint 18% et, en France, 17%. En revanche, la production d’énergie éolienne a chuté de 25% en Allemagne par rapport à juin 2025 et a reculé de 1.8% en Italie.
Par rapport à mai 2026, la production d’énergie éolienne a également augmenté sur la plupart des principaux marchés électriques européens analysés. L’Espagne a enregistré la plus forte croissance, avec 16%, suivie de l’Allemagne, de la France et du Portugal, avec des hausses de 15%, 13% et 7.2%, respectivement. L’exception a été l’Italie, où la production d’énergie éolienne a chuté de 42% par rapport au mois précédent.
Les marchés français et portugais ont atteint des records historiques de production d’énergie éolienne pour un mois de juin, avec une production de 2969 GWh et 875 GWh, respectivement. En Allemagne, la production a atteint 7895 GWh, sa deuxième production mensuelle la plus élevée pour un mois de juin.
Selon les données de Red Eléctrica, entre juin 2025 et juin 2026, le marché espagnol a ajouté 729 MW de nouvelle puissance éolienne, hors autoconsommation. Sur la même période, le marché portugais a ajouté 121 MW au système, selon les données de REN.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Demande d’électricité
En juin 2026, la demande d’électricité a augmenté en glissement annuel sur tous les principaux marchés européens analysés. Le marché belge a enregistré la plus forte hausse, avec 9.2%, tandis que le marché espagnol a affiché la plus faible hausse, avec 0.7%. En Italie, en Grande-Bretagne, au Portugal, en France et en Allemagne, la demande a augmenté entre les 1.9% du marché italien et les 3.5% du marché allemand.
Par rapport à mai 2026, la demande a augmenté sur la plupart des marchés européens analysés. L’Italie a enregistré la plus forte hausse, avec 16%. L’Espagne a suivi, avec une hausse de 14%. Le Portugal, la Belgique, l’Allemagne et la France ont enregistré des hausses comprises entre les 3.3% du Portugal et les 6.0% de la France. En revanche, la demande a reculé de 0.8% en Grande-Bretagne.
Les températures moyennes de juin 2026 ont dépassé celles de juin 2025 sur les marchés du nord et du centre de l’Europe. L’Allemagne a enregistré la plus forte hausse, avec 1.1°C, tandis que la Belgique a affiché la plus faible hausse, avec 0.1°C. En Grande-Bretagne et en France, les températures ont augmenté de 0.4°C et 0.8°C, respectivement. En revanche, l’Espagne, le Portugal et l’Italie ont enregistré des températures inférieures à celles de juin 2025, avec des baisses de 0.4°C en Espagne et de 0.2°C au Portugal et en Italie.
Par rapport à mai 2026, les températures moyennes de juin ont été plus élevées sur tous les marchés analysés. L’Italie a enregistré la plus forte hausse, avec 6.0°C, tandis que la Grande-Bretagne a affiché la plus faible hausse, avec 3.6°C. Sur le reste des marchés, les températures moyennes ont augmenté entre les 4.5°C de la Belgique et les 5.5°C de l’Allemagne.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données d'ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés électriques européens
En juin 2026, les prix moyens mensuels ont dépassé €100/MWh sur cinq des principaux marchés électriques européens analysés par AleaSoft Energy Forecasting. Le marché italien a atteint €132.50/MWh, le marché britannique €114.94/MWh, le marché belge €112.13/MWh, le marché néerlandais €110.08/MWh et le marché allemand €109.52/MWh. En revanche, les marchés ibériques et le marché français ont enregistré des prix plus bas, avec des moyennes de €69.59/MWh en Espagne, €70.25/MWh au Portugal et €66.07/MWh en France. Le marché nordique a clôturé le mois à €64.78/MWh.
Par rapport à mai 2026, les prix moyens ont augmenté sur la plupart des marchés électriques européens analysés par AleaSoft Energy Forecasting. Les plus fortes hausses en pourcentage ont correspondu aux marchés portugais et espagnol, avec 30% et 28%, respectivement. La France a enregistré une hausse de 27%, la Belgique de 22%, les Pays-Bas de 16% et l’Allemagne de 12%, tandis que l’Italie a augmenté de 11%. Les exceptions ont été les marchés nordique et britannique, avec des baisses de 15% et 4.8%, respectivement.
En comparant les prix moyens de juin avec ceux enregistrés au même mois de 2025, les prix ont également augmenté sur la plupart des marchés électriques européens analysés. Le marché nordique a enregistré la plus forte hausse en pourcentage, avec 236%, suivi des marchés belge et allemand, avec des hausses de 72% et 71%, respectivement. Les marchés néerlandais et français ont enregistré des hausses de 63% et 62%, le marché britannique de 46% et le marché italien de 19%. En revanche, les marchés ibériques ont enregistré des baisses interannuelles, avec des reculs de 4.1% en Espagne et de 5.3% au Portugal.
À la suite des hausses de prix, les marchés belge et néerlandais ont atteint leurs moyennes mensuelles les plus élevées depuis mars 2025. Les marchés allemand, français, portugais et espagnol ont enregistré leurs prix les plus élevés depuis février 2026, tandis que le marché italien a atteint sa moyenne mensuelle la plus élevée depuis avril 2026.
La hausse des prix des quotas d’émission de CO2 par rapport à mai, conjuguée à la forte augmentation de la demande au début de l’été, a favorisé la hausse des prix sur la plupart des marchés électriques continentaux par rapport au mois précédent. La baisse de la production d’énergie éolienne en Italie a également contribué à la hausse des prix sur ce marché.
Par rapport à juin 2025, la hausse des prix du gaz TTF et du CO2, conjuguée à la croissance de la demande sur la plupart des marchés, a porté les hausses interannuelles sur les marchés continentaux du nord et du centre de l’Europe. La baisse de la production d’énergie éolienne en Allemagne a également contribué à la hausse des prix sur ce marché. Sur les marchés ibériques, une contribution renouvelable plus élevée a entraîné la baisse interannuelle des prix.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données d'OMIE, RTE, Nord Pool et GME.Brent, combustibles et CO2
Les contrats à terme Front-Month du pétrole Brent sur le marché ICE ont enregistré un prix moyen de $84.43/bbl en juin 2026. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, cette moyenne mensuelle a été la plus basse depuis mars. Ce chiffre a été inférieur de 19% à celui de mai 2026, lorsque la moyenne s’établissait à $103.71/bbl. Il a toutefois dépassé de 21% la moyenne de juin 2025, qui avait atteint $69.80/bbl.
Au cours du mois de juin, les progrès des négociations diplomatiques entre les États-Unis et l’Iran et la perspective d’une offre plus importante sur les marchés internationaux ont fait baisser les prix du pétrole. Les attentes d’un ralentissement de la demande mondiale ont également contribué à la baisse du prix moyen par rapport au mois précédent.
En ce qui concerne les contrats à terme Front-Month du gaz TTF sur le marché ICE, le prix moyen enregistré en juin 2026 a été de €44.94/MWh. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix a été le plus bas depuis mars. Ce chiffre a été inférieur de 4.8% à celui de mai 2026, lorsque la moyenne s’établissait à €47.23/MWh. Par rapport à juin 2025, dont le prix moyen était de €36.65/MWh, la hausse a atteint 23%.
La baisse du prix du gaz TTF par rapport à mai 2026 a été liée à une plus grande disponibilité de l’offre et à l’apaisement des tensions géopolitiques dans certaines régions. Toutefois, les niveaux des réserves européennes de gaz sont restés relativement bas pour la période de l’année, ce qui a limité l’ampleur de la baisse et maintenu les prix du gaz au-dessus des niveaux de juin 2025.
En ce qui concerne les contrats à terme des quotas d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2026, le prix moyen a atteint €79.06/t en juin. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, cette moyenne a été la plus élevée depuis février. Ce chiffre a été supérieur de 3.6% aux €76.31/t enregistrés en mai 2026 et a dépassé de 5.5% la moyenne de juin 2025, de €74.94/t.
Source : Élaboré par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données d'ICE et EEX.Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting pour le stockage d’énergie
Pour parvenir à un investissement rentable et bancable, les projets de stockage d’énergie doivent identifier la configuration qui maximise les revenus, anticiper l’évolution des opportunités d’arbitrage et de services d’équilibrage, évaluer l’impact que la pénétration croissante des batteries aura sur ces revenus et définir le dimensionnement optimal des projets hybrides. Ces questions sont particulièrement pertinentes tant dans les systèmes autonomes que dans les installations hybrides, telles que les centrales solaires photovoltaïques ou éoliennes avec batteries.
Pour relever ces défis, les services de la division AleaStorage d’AleaSoft Energy Forecasting aident à optimiser les revenus, le dimensionnement et la rentabilité des systèmes de stockage. Les solutions d’AleaStorage comprennent des rapports d’estimation des revenus à long terme pour différentes configurations de projets de stockage d’énergie, tant pour les systèmes hybrides solaires photovoltaïques avec batteries que pour les installations autonomes. L’analyse compare différentes durées et différents modes de fonctionnement et inclut des prévisions de revenus issus de l’arbitrage sur les marchés day-ahead et intrajournaliers, des services d’équilibrage et du marché de capacité.
Source : AleaSoft Energy Forecasting.