AleaSoft Energy Forecasting, 7 juillet 2025. Au cours de la première semaine de juillet, les prix sur les principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Le 1er juillet, les prix journaliers ont dépassé 110 €/MWh sur la plupart des marchés, les marchés belge et néerlandais atteignant un prix de 517,57 €/MWh à 20h00. L’augmentation de la demande d’électricité due à la vague de chaleur en Europe a fait grimper les prix. En Espagne continentale, le 2 juillet, et en Italie, le 4 juillet, la demande journalière la plus élevée de l’année 2025 a été atteinte.
Production solaire photovoltaïque et production d’énergie éolienne
Au cours de la première semaine de juillet, la production solaire photovoltaïque a augmenté sur les marchés allemand, portugais et français par rapport à la semaine précédente, avec des hausses respectives de 15 %, 13 % et 1,8 %. En revanche, en Italie et en Espagne, la production hebdomadaire de cette technologie a diminué de 8,7 % et de 7,3 % dans chaque cas.
Au cours de la semaine, les marchés allemand, italien, portugais et français ont enregistré leurs valeurs de production photovoltaïque les plus élevées pour une seule journée de juillet. En Allemagne et en Italie, ce record a été atteint le 1er juillet, avec respectivement 438 GWh et 145 GWh. Au Portugal, la production du 3 juillet, proche de 29 GWh, a été la valeur journalière la plus élevée pour un mois de juillet dans son histoire, tandis qu’en France, le record a été battu le 4 juillet, avec 165 GWh produits.
Selon les prévisions de production solaire d’AleaSoft Energy Forecasting, dans la semaine du 7 juillet, la production solaire devrait augmenter en Espagne, tandis qu’elle devrait diminuer en Allemagne et en Italie par rapport à la semaine précédente.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.Au cours de la semaine du 30 juin, la production d’énergie éolienne a augmenté de 29 % en Espagne, de 26 % au Portugal et de 5,4 % en France par rapport à la semaine précédente. En revanche, sur les marchés italien et allemand, la production de cette technologie a diminué, respectivement de 49 % et 46 %.
Selon les prévisions de production d’énergie éolienne d’AleaSoft Energy Forecasting, au cours de la deuxième semaine de juillet, la production d’énergie éolienne augmentera sur la plupart des principaux marchés européens de l’électricité, bien qu’en Espagne, elle devrait diminuer par rapport à la semaine précédente.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica et TERNA.
Demande d’électricité
Au cours de la première semaine de juillet, la demande d’électricité a augmenté sur les principaux marchés européens par rapport à la semaine précédente. Les augmentations allaient de 0,8 % en Allemagne à 6,6 % en Espagne. Des augmentations ont également été observées au Portugal, en Belgique et en Italie, avec des hausses respectives de 6,1 %, 3,9 % et 3,8 %.
En termes de valeurs journalières, l’Espagne péninsulaire a atteint sa plus forte demande d’électricité en 2025 le 2 juillet, avec 806 GWh. En Italie, la valeur annuelle la plus élevée à ce jour a été enregistrée le 4 juillet, avec 1137 GWh.
La vague de chaleur qui a touché l’Europe au cours de la première semaine de juillet a été la principale cause de l’augmentation de la demande, les températures moyennes ayant augmenté sur la plupart des marchés analysés. Les augmentations varient de 0,5°C en France à 1,0°C en Belgique. En revanche, les températures moyennes en Grande-Bretagne ont baissé de 0,4°C par rapport à la semaine précédente.
Pour la semaine du 7 juillet, les prévisions de demande d’ AleaSoft Energy Forecasting indiquent une baisse de la demande sur la plupart des grands marchés européens, en raison de la baisse attendue des températures.
Source : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting avec des données de ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid et ELIA.Marchés européens de l’électricité
Au cours de la première semaine de juillet, les prix moyens sur les principaux marchés européens de l’électricité ont augmenté par rapport à la semaine précédente. Le marché MIBEL au Portugal et en Espagne et le marché IPEX en Italie ont enregistré les plus faibles augmentations de prix, respectivement de 4,4 %, 4,5 % et 4,7 %. En revanche, le marché EPEX SPOT en Allemagne et en Belgique a enregistré la plus forte augmentation de prix en pourcentage, soit 43 % dans les deux cas. Sur les autres marchés analysés par AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont augmenté de 23 % sur le marché EPEX SPOT en France et sur le marché N2EX au Royaume-Uni, et de 37 % sur le marché EPEX SPOT aux Pays-Bas.
Au cours de la semaine du 30 juin, les moyennes hebdomadaires étaient supérieures à 75 €/MWh sur la plupart des marchés européens de l’électricité. Le marché nordique Nord Pool a fait exception, avec une moyenne de 20,04 €/MWh. Le marché italien a atteint la moyenne hebdomadaire la plus élevée, soit 122,82 €/MWh. Sur les autres marchés analysés dans AleaSoft Energy Forecasting, les prix ont varié de 75,50 €/MWh sur le marché français à 94,03 €/MWh sur le marché belge.
En termes de prix journaliers, le jeudi 3 juillet, le marché nordique a atteint la moyenne la plus basse de la semaine parmi les marchés analysés, avec 9,98 €/MWh. En revanche, la plupart des principaux marchés européens de l’électricité ont atteint des prix journaliers supérieurs à 100 €/MWh à plusieurs reprises au cours de la première semaine de juillet. Le mardi 1er juillet, les prix journaliers ont dépassé 110 €/MWh sur les principaux marchés européens de l’électricité, à l’exception du marché nordique. Ce jour-là, le marché belge a atteint la moyenne journalière la plus élevée de la semaine, à 151,71 €/MWh. Il s’agit du prix journalier le plus élevé depuis le 15 février.
En termes de prix horaires, les marchés allemand, belge et néerlandais ont enregistré des prix horaires supérieurs à 450 €/MWh le mardi 1er juillet. Ce jour-là, de 20h00 à 21h00, les marchés belge et néerlandais ont atteint le prix horaire le plus élevé de la semaine, à 517,57 €/MWh. Pour le marché néerlandais, il s’agit du prix le plus élevé depuis le 21 janvier, tandis que pour le marché belge, il s’agit du prix le plus élevé depuis le 13 décembre 2024.
Au cours de la semaine du 30 juin, l’augmentation de la demande, ainsi que la baisse de la production d’énergie éolienne sur des marchés tels que l’Allemagne et l’Italie, ont entraîné une hausse des prix sur les marchés européens de l’électricité. En outre, la production solaire a chuté en Espagne et en Italie.
Les prévisions de prix d’ AleaSoft Energy Forecasting indiquent qu’au cours de la deuxième semaine de juillet, les prix baisseront sur la plupart des grands marchés européens de l’électricité, sous l’influence d’une baisse de la demande et d’une augmentation de la production d’énergie éolienne sur la plupart des marchés.
Source : AleaSoft Energy Forecasting : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de l'OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool et GME.Brent, carburants et CO2
Les contrats à terme sur le pétrole brut Brent pour le premier mois sur le marché ICE ont commencé la première semaine de juillet par des baisses de prix. Le mardi 1er juillet, ces contrats à terme ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas à 67,11 dollars le baril. Toutefois, après une hausse de 3,0 % par rapport à la veille, le 2 juillet, ils ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, à savoir 69,11 dollars le baril. Par la suite, les prix ont de nouveau baissé. Ainsi, le vendredi 4 juillet, le prix de clôture était de 68,30 dollars le baril. Selon les données analysées par AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était encore supérieur de 0,8 % à celui du vendredi précédent.
Les anticipations de nouvelles augmentations de la production de l’OPEP+ ont exercé leur influence à la baisse sur les prix à terme du pétrole Brent au cours de la première semaine de juillet. Le 2 juillet, les prix ont augmenté à la suite de la suspension de la coopération de l’Iran avec l’Agence internationale de l’énergie atomique. Cependant, l’augmentation des stocks de pétrole américains a permis aux prix de redescendre. Finalement, le samedi 5 juillet, l’OPEP+ a décidé d’augmenter sa production de 548 000 barils par jour à partir du mois d’août.
Quant aux contrats à terme de gaz TTF sur le marché ICE pour le Front-Month, ils ont enregistré le lundi 30 juin leur prix de clôture hebdomadaire minimum de 33,18 €/MWh. Après une hausse de 2,3 % la veille, le mardi 1er juillet, ces contrats ont atteint leur plus haut prix de clôture hebdomadaire de 33,95 €/MWh. Lors des autres séances de la première semaine de juillet, les prix de clôture étaient légèrement inférieurs, mais restaient supérieurs à 33 €/MWh. Le vendredi 4 juillet, le prix de clôture était de 33,47 €/MWh. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était supérieur de 1,2 % à celui du vendredi précédent.
L’abondance de l’offre et la perspective d’une baisse de la consommation pour la production d’électricité au cours de la deuxième semaine de juillet, en raison de la baisse attendue des températures et de l’augmentation de la production d’énergie éolienne, ont contribué à ce que les prix à terme du gaz TTF restent inférieurs à 34 €/MWh au cours de la première semaine de juillet.
Quant aux contrats à terme sur le CO2 sur le marché EEX pour le contrat de référence de décembre 2025, ils ont enregistré leur prix de clôture hebdomadaire le plus bas de 68,97 €/t le lundi 30 juin. Selon les données analysées dans AleaSoft Energy Forecasting, ce prix était le plus bas depuis le 6 mai. Par la suite, les prix ont augmenté et se sont maintenus au-dessus de 70 €/t pendant le reste de la semaine. Le jeudi 3 juillet, ces contrats à terme ont atteint leur prix de clôture hebdomadaire le plus élevé, soit 72,08 €/tonne. Le vendredi 4 juillet, le prix a légèrement baissé et le prix de clôture était de 71,67 €/t. Ce prix était toutefois supérieur de 1 % à celui du vendredi précédent. Ce prix était toutefois supérieur de 1,0 % à celui du vendredi précédent.
Source : AleaSoft Energy Forecasting : Préparé par AleaSoft Energy Forecasting à partir de données de l'ICE et de l'EEX.L’analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des marchés européens de l’énergie, du stockage et du financement de projets
Le jeudi 10 juillet, AleaSoft Energy Forecasting organisera le 57ème webinaire de sa série de webinaires mensuels. A cette occasion, le webinaire analysera l’évolution et les perspectives des marchés européens de l’énergie, ainsi que la situation actuelle et les perspectives des AAE, en se concentrant sur la vision des grands consommateurs. Il abordera également les perspectives du stockage de l’énergie et l’appel à l’aide de l’IDAE pour le stockage de l’énergie.
Lors de la table ronde d’analyse, les orateurs invités seront Pedro González, directeur général de l’AEGE, et Roger Font, directeur général de Project Finance Energy à Banco Sabadell. Pedro González apportera le point de vue des grands consommateurs d’électricité, tandis que Roger Font abordera les défis et les opportunités de financement des projets d’énergies renouvelables et de stockage dans le contexte actuel du marché.
Fuente: AleaSoft Energy Forecasting.
