AleaSoft Energy Forecasting, 1er juillet 2025. Au cours du premier semestre 2025, le prix moyen sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité a dépassé 60 €/MWh et a été le plus élevé depuis le second semestre 2023 sur plusieurs marchés. L’augmentation de la demande et des prix du gaz et du CO2 est à l’origine de cette tendance. En revanche, l’augmentation de la production éolienne et solaire a permis de faire baisser les prix sur les marchés plus au sud du continent par rapport au semestre précédent. La production solaire photovoltaïque semestrielle a été la plus élevée jamais enregistrée sur les principaux marchés européens.
Production solaire photovoltaïque et production éolienne
Au cours du premier semestre 2025, la production photovoltaïque solaire a augmenté sur tous les principaux marchés européens par rapport à la même période l’année précédente. Le marché français a enregistré la plus forte augmentation, avec 33 %, suivi du Portugal, avec 29 %. L’Italie et l’Allemagne ont connu des augmentations très similaires, respectivement de 23 % et 22 %. Le marché espagnol a enregistré la plus faible variation annuelle, avec 10 %.
Par rapport au second semestre 2024, la production d’énergie solaire photovoltaïque au premier semestre 2025 a également augmenté sur tous les principaux marchés européens. Le marché allemand a enregistré la plus forte hausse, avec 30 %. Il est suivi par les marchés français et italien, avec des hausses respectives de 27 % et 25 %. Le marché ibérique a enregistré les plus faibles augmentations. La production photovoltaïque a augmenté de 8,0 % sur le marché portugais et de 4,1 % sur le marché espagnol.
De plus, sur tous les marchés analysés, la production solaire photovoltaïque semestrielle a atteint son plus haut niveau historique. L’Allemagne a produit 39 817 GWh grâce à cette technologie, tandis que l’Espagne a produit 23 066 GWh, l’Italie 16 982 GWh, la France 15 011 GWh et le Portugal 2 830 GWh.
D’autre part, selon les données de Red Eléctrica, en juin 2025, la capacité solaire photovoltaïque en Espagne péninsulaire dépassait de 2 455 MW la capacité installée à la fin de 2024.
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 du premier semestre 2025, la production éolienne a diminué sur tous les principaux marchés européens par rapport à la même période en 2024. Le marché allemand a enregistré la plus forte baisse, avec 18 %. Il a été suivi par les marchés italien et espagnol, avec des baisses respectives de 12 % et 9,4 %. Les marchés portugais et français ont enregistré les baisses les plus faibles, avec respectivement 6,2 % et 5,9 %.
Par rapport au second semestre 2024, la production éolienne a augmenté dans la plupart des marchés analysés. Le marché italien a enregistré la plus forte augmentation, avec 19 %, suivi du marché français, avec une augmentation de 9,6 %. Les marchés espagnol et portugais ont enregistré les plus faibles augmentations, avec respectivement 3,8 % et 1,5 %. En revanche, sur le marché allemand, la production issue de cette technologie a diminué de 3,8 %.
En ce qui concerne la capacité installée, les données de Red Eléctrica indiquent qu’en juin 2025, la capacité éolienne en Espagne péninsulaire dépassait de 444 MW celle enregistrée à la fin de 2024.
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 du premier semestre 2025, la demande en électricité a enregistré des hausses en glissement annuel sur la plupart des principaux marchés européens. Les marchés portugais et français ont enregistré les hausses les plus importantes, respectivement de 2,8 % et 2,5 %. Ils ont été suivis par les marchés espagnol et italien, avec des hausses respectives de 1,4 % et 0,9 %. Le marché allemand a enregistré la plus faible augmentation, avec 0,6 %. En revanche, les marchés belge et britannique ont connu une baisse de la demande d’électricité en glissement annuel. La première a chuté de 1,3 % et la seconde de 0,1 %.
La plupart des marchés ont également enregistré une augmentation de la demande par rapport au semestre précédent. Le marché français a été en tête de cette tendance avec une augmentation de 8,3 %. Sur les autres marchés, la demande a augmenté de 0,2 % sur le marché espagnol et de 3,2 % sur le marché portugais. Le marché italien a toutefois affiché une tendance inverse, avec une baisse de la demande de 3,3 % par rapport au deuxième semestre 2024.
Dans le même temps, l’évolution des températures moyennes par rapport à la même période de l’année précédente a été inégale sur les principaux marchés européens. D’une part, les températures moyennes ont baissé de 1,1 °C en Allemagne, de 0,5 °C en Belgique et de 0,2 °C au Portugal par rapport à l’année précédente. Sur les autres marchés, les températures moyennes ont augmenté de 0,1 °C en Italie et en Grande-Bretagne et de 0,3 °C en France.
Par rapport au second semestre 2024, les températures moyennes ont baissé sur tous les marchés analysés, avec des baisses allant de 2,5 °C en Grande-Bretagne à 4,3 °C 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 premier semestre 2025, le prix moyen a dépassé 60 €/MWh sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité. La seule exception a été le marché Nord Pool des pays nordiques, avec une moyenne semestrielle de 35,95 €/MWh. Le marché N2EX au Royaume-Uni et le marché IPEX en Italie ont enregistré les prix semestriels les plus élevés, respectivement 104,74 €/MWh et 119,51 €/MWh. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les moyennes se situaient entre 61,79 €/MWh sur le marché MIBEL en Espagne et 90,71 €/MWh sur le marché EPEX SPOT en Allemagne.
Par rapport au semestre précédent, au premier semestre 2025, les prix moyens ont baissé de 3,2 % sur les marchés français et italien. Les marchés portugais et espagnol ont également enregistré des baisses, respectivement de 28 % et 29 %. En revanche, les autres marchés analysés ont enregistré des hausses de prix comprises entre 1,6 % pour le marché allemand et 41 % pour le marché nordique.
Si l’on compare les prix moyens du premier semestre 2025 à ceux enregistrés au cours du même semestre en 2024, les prix ont augmenté sur presque tous les marchés électriques européens analysés par AleaSoft Energy Forecasting. Le marché nordique a fait exception, avec une baisse de 23 %. Les marchés espagnol et portugais ont enregistré les hausses les plus importantes, respectivement 58 % et 61 %. Sur les autres marchés, les hausses de prix ont varié entre 28 % sur le marché italien et 45 % sur le marché belge.
Ces hausses de prix ont eu pour conséquence que le prix du premier semestre 2025 a été le plus élevé depuis le second semestre 2023 sur les marchés allemand, belge, britannique et néerlandais.
Au cours du premier semestre 2025, l’augmentation de la production éolienne et solaire par rapport au semestre précédent sur les marchés espagnol, français, italien et portugais a contribué à la baisse des prix sur ces marchés. Toutefois, l’augmentation du prix moyen du gaz et des droits d’émission de CO2 par rapport au semestre précédent, ainsi que la hausse de la demande, ont entraîné une augmentation des prix sur la plupart des marchés européens de l’électricité.
Par rapport au premier semestre 2024, la hausse du prix moyen du gaz et des droits d’émission de CO2, la baisse de la production éolienne et l’augmentation de la demande sur certains marchés ont entraîné une hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité par rapport à l’année précédente.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données fournies par OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, combustibles et CO2
Les contrats à terme sur le pétrole Brent pour le mois de référence sur le marché ICE ont enregistré un prix moyen semestriel de 70,81 $/baril au premier semestre 2025. Cette valeur était inférieure de 7,3 % à celle atteinte par les contrats à terme Front-Month du semestre précédent, qui s’élevait à 76,38 $/bbl. Elle était également inférieure de 15 % à celle des contrats à terme Front-Month négociés au premier semestre 2024, qui s’élevait à 83,42 $/bbl.
Au cours du premier semestre 2025, malgré l’instabilité au Moyen-Orient, les inquiétudes concernant la demande mondiale de pétrole ont entraîné une baisse des prix des contrats à terme sur le Brent. Les tensions commerciales liées aux politiques tarifaires ont influencé l’évolution des prix au cours de cette période. Les augmentations de production de l’OPEP+ ont également contribué à la baisse des prix.
En ce qui concerne les contrats à terme sur le gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, le prix moyen enregistré au cours du premier semestre 2025 pour ces contrats à terme était de 41,21 €/MWh. Par rapport au prix des contrats à terme Front-Month négociés au cours du semestre précédent, qui était de 39,48 €/MWh, la moyenne a augmenté de 4,4 %. Par rapport aux contrats à terme Front-Month négociés au cours du même semestre de 2024, où le prix moyen était de 29,70 €/MWh, l’augmentation a été de 39 %.
Au cours des premiers mois du semestre, les basses températures, les inquiétudes liées au faible niveau des réserves européennes et l’arrêt des livraisons de gaz russe via l’Ukraine ont entraîné une hausse des prix des contrats à terme TTF sur le gaz. Par la suite, les inquiétudes liées à l’évolution de la demande, les températures plus clémentes du printemps et l’augmentation des réserves européennes ont exercé une pression à la baisse sur les prix. Cependant, à la fin du semestre, les problèmes d’approvisionnement en provenance de Norvège, la demande de gaz naturel liquéfié en Asie, l’instabilité au Moyen-Orient et les températures élevées ont contribué à la hausse du prix moyen semestriel.
En ce qui concerne les contrats à terme sur les droits d’émission de CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2025, ils ont atteint un prix moyen de 72,60 €/t au premier semestre 2025. Ce prix était supérieur de 4,5 % à la moyenne du semestre précédent, qui était de 69,48 €/t. Par rapport à la moyenne du même semestre de 2024, qui était de 68,20 €/t, la moyenne du premier semestre 2025 était supérieure de 6,5 %.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de l'ICE et de l'EEX..Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting pour la gestion de l’énergie et le développement de projets avec stockage
Par l’intermédiaire de sa division AleaBlue, AleaSoft Energy Forecasting propose des prévisions des marchés électriques à court et moyen terme. Ces prévisions sont essentielles pour la gestion de l’énergie, la planification, l’élaboration d’offres, la gestion des risques et la réalisation de couvertures. Des prévisions de la demande et des prix des marchés intrajournaliers et des services d’ajustement sont également élaborées, ces dernières étant particulièrement utiles pour optimiser l’arbitrage des prix avec des systèmes de stockage d’énergie.
D’autre part, la division AleaStorage se concentre sur l’analyse technique et économique des projets de stockage d’énergie. Ses services comprennent des études visant à estimer la rentabilité et les revenus attendus, à optimiser la taille des batteries dans les installations hybrides utilisant des énergies renouvelables et à analyser différents modèles commerciaux liés au stockage d’énergie.
Source: AleaSoft Energy Forecasting.
