{"id":158439,"date":"2025-07-01T18:08:36","date_gmt":"2025-07-01T16:08:36","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=158439"},"modified":"2025-08-07T05:26:38","modified_gmt":"2025-08-07T03:26:38","slug":"releves-photovoltaique-prix-pics-marches-electricite-europeen","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/releves-photovoltaique-prix-pics-marches-electricite-europeen\/","title":{"rendered":"
Analyse du premier semestre<\/br> 2025 <\/div><\/br>Le premier semestre 2025 laisse des records de production solaire photovolta\u00efque et des prix les plus \u00e9lev\u00e9s depuis 2023 sur plusieurs march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 1er juillet 2025. Au cours du premier semestre 2025, le prix moyen sur la plupart des grands march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 a d\u00e9pass\u00e9 60 \u20ac\/MWh et a \u00e9t\u00e9 le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le second semestre 2023 sur plusieurs march\u00e9s. L’augmentation de la demande et des prix du gaz et du CO2<\/sub> est \u00e0 l’origine de cette tendance. En revanche, l’augmentation de la production \u00e9olienne et solaire a permis de faire baisser les prix sur les march\u00e9s plus au sud du continent par rapport au semestre pr\u00e9c\u00e9dent. La production solaire photovolta\u00efque semestrielle a \u00e9t\u00e9 la plus \u00e9lev\u00e9e jamais enregistr\u00e9e sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens.<\/strong><\/p>\n

Production solaire photovolta\u00efque et production \u00e9olienne<\/h2>\n

Au cours du premier semestre 2025, la production photovolta\u00efque solaire<\/strong> a augment\u00e9 sur tous les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens par rapport \u00e0 la m\u00eame p\u00e9riode l’ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 fran\u00e7ais a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation, avec 33 %, suivi du Portugal, avec 29 %. L’Italie et l’Allemagne ont connu des augmentations tr\u00e8s similaires, respectivement de 23 % et 22 %. Le march\u00e9 espagnol a enregistr\u00e9 la plus faible variation annuelle, avec 10 %.<\/p>\n

Par rapport au second semestre 2024, la production d’\u00e9nergie solaire photovolta\u00efque au premier semestre 2025 a \u00e9galement augment\u00e9 sur tous les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens. Le march\u00e9 allemand a enregistr\u00e9 la plus forte hausse, avec 30 %. Il est suivi par les march\u00e9s fran\u00e7ais et italien, avec des hausses respectives de 27 % et 25 %. Le march\u00e9 ib\u00e9rique a enregistr\u00e9 les plus faibles augmentations. La production photovolta\u00efque a augment\u00e9 de 8,0 % sur le march\u00e9 portugais et de 4,1 % sur le march\u00e9 espagnol.<\/p>\n

De plus, sur tous les march\u00e9s analys\u00e9s, la production solaire photovolta\u00efque semestrielle a atteint son plus haut niveau historique. L’Allemagne a produit 39 817 GWh gr\u00e2ce \u00e0 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.<\/p>\n

D’autre part, selon les donn\u00e9es de Red El\u00e9ctrica, en juin 2025, la capacit\u00e9 solaire photovolta\u00efque en Espagne p\u00e9ninsulaire d\u00e9passait de 2 455 MW la capacit\u00e9 install\u00e9e \u00e0 la fin de 2024.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly solar photovoltaic energy production electricity Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA..<\/span><\/div>
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AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA..<\/span><\/div><\/p>\n

Au cours du premier semestre 2025, la production \u00e9olienne<\/strong> a diminu\u00e9 sur tous les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens par rapport \u00e0 la m\u00eame p\u00e9riode en 2024. Le march\u00e9 allemand a enregistr\u00e9 la plus forte baisse, avec 18 %. Il a \u00e9t\u00e9 suivi par les march\u00e9s italien et espagnol, avec des baisses respectives de 12 % et 9,4 %. Les march\u00e9s portugais et fran\u00e7ais ont enregistr\u00e9 les baisses les plus faibles, avec respectivement 6,2 % et 5,9 %.<\/p>\n

Par rapport au second semestre 2024, la production \u00e9olienne a augment\u00e9 dans la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s. Le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation, avec 19 %, suivi du march\u00e9 fran\u00e7ais, avec une augmentation de 9,6 %. Les march\u00e9s espagnol et portugais ont enregistr\u00e9 les plus faibles augmentations, avec respectivement 3,8 % et 1,5 %. En revanche, sur le march\u00e9 allemand, la production issue de cette technologie a diminu\u00e9 de 3,8 %.<\/p>\n

En ce qui concerne la capacit\u00e9 install\u00e9e, les donn\u00e9es de Red El\u00e9ctrica indiquent qu’en juin 2025, la capacit\u00e9 \u00e9olienne en Espagne p\u00e9ninsulaire d\u00e9passait de 444 MW celle enregistr\u00e9e \u00e0 la fin de 2024.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly wind energy production electricity Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA..<\/span><\/div>\n

Demande en \u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n

Au cours du premier semestre 2025, la demande en \u00e9lectricit\u00e9<\/strong> a enregistr\u00e9 des hausses en glissement annuel sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens. Les march\u00e9s portugais et fran\u00e7ais ont enregistr\u00e9 les hausses les plus importantes, respectivement de 2,8 % et 2,5 %. Ils ont \u00e9t\u00e9 suivis par les march\u00e9s espagnol et italien, avec des hausses respectives de 1,4 % et 0,9 %. Le march\u00e9 allemand a enregistr\u00e9 la plus faible augmentation, avec 0,6 %. En revanche, les march\u00e9s belge et britannique ont connu une baisse de la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 en glissement annuel. La premi\u00e8re a chut\u00e9 de 1,3 % et la seconde de 0,1 %.<\/p>\n

La plupart des march\u00e9s ont \u00e9galement enregistr\u00e9 une augmentation de la demande par rapport au semestre pr\u00e9c\u00e9dent. Le march\u00e9 fran\u00e7ais a \u00e9t\u00e9 en t\u00eate de cette tendance avec une augmentation de 8,3 %. Sur les autres march\u00e9s, la demande a augment\u00e9 de 0,2 % sur le march\u00e9 espagnol et de 3,2 % sur le march\u00e9 portugais. Le march\u00e9 italien a toutefois affich\u00e9 une tendance inverse, avec une baisse de la demande de 3,3 % par rapport au deuxi\u00e8me semestre 2024.<\/p>\n

Dans le m\u00eame temps, l’\u00e9volution des temp\u00e9ratures moyennes<\/strong> par rapport \u00e0 la m\u00eame p\u00e9riode de l’ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente a \u00e9t\u00e9 in\u00e9gale sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens. D’une part, les temp\u00e9ratures moyennes ont baiss\u00e9 de 1,1 \u00b0C en Allemagne, de 0,5 \u00b0C en Belgique et de 0,2 \u00b0C au Portugal par rapport \u00e0 l’ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente. Sur les autres march\u00e9s, les temp\u00e9ratures moyennes ont augment\u00e9 de 0,1 \u00b0C en Italie et en Grande-Bretagne et de 0,3 \u00b0C en France.<\/p>\n

Par rapport au second semestre 2024, les temp\u00e9ratures moyennes ont baiss\u00e9 sur tous les march\u00e9s analys\u00e9s, avec des baisses allant de 2,5 \u00b0C en Grande-Bretagne \u00e0 4,3 \u00b0C en Italie.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly electricity demand Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es fournies par ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid et ELIA..<\/span><\/div>\n

March\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n

Au premier semestre 2025, le prix moyen a d\u00e9pass\u00e9 60 \u20ac\/MWh sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. La seule exception a \u00e9t\u00e9 le march\u00e9 Nord Pool<\/strong> des pays nordiques, avec une moyenne semestrielle de 35,95 \u20ac\/MWh. Le march\u00e9 N2EX au Royaume-Uni et le march\u00e9 IPEX en Italie ont enregistr\u00e9 les prix semestriels les plus \u00e9lev\u00e9s, respectivement 104,74 \u20ac\/MWh et 119,51 \u20ac\/MWh. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les moyennes se situaient entre 61,79 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 MIBEL<\/strong> en Espagne et 90,71 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 EPEX\u00a0SPOT<\/strong> en Allemagne.<\/p>\n

Par rapport au semestre pr\u00e9c\u00e9dent, au premier semestre 2025, les prix moyens ont baiss\u00e9 de 3,2 % sur les march\u00e9s fran\u00e7ais et italien. Les march\u00e9s portugais et espagnol ont \u00e9galement enregistr\u00e9 des baisses, respectivement de 28 % et 29 %. En revanche, les autres march\u00e9s analys\u00e9s ont enregistr\u00e9 des hausses de prix comprises entre 1,6 % pour le march\u00e9 allemand et 41 % pour le march\u00e9 nordique.<\/p>\n

Si l’on compare les prix moyens du premier semestre 2025 \u00e0 ceux enregistr\u00e9s au cours du m\u00eame semestre en 2024, les prix ont augment\u00e9 sur presque tous les march\u00e9s \u00e9lectriques europ\u00e9ens analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Le march\u00e9 nordique a fait exception, avec une baisse de 23 %. Les march\u00e9s espagnol et portugais ont enregistr\u00e9 les hausses les plus importantes, respectivement 58 % et 61 %. Sur les autres march\u00e9s, les hausses de prix ont vari\u00e9 entre 28 % sur le march\u00e9 italien et 45 % sur le march\u00e9 belge.<\/p>\n

Ces hausses de prix ont eu pour cons\u00e9quence que le prix du premier semestre 2025 a \u00e9t\u00e9 le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le second semestre 2023 sur les march\u00e9s allemand, belge, britannique et n\u00e9erlandais.<\/p>\n

Au cours du premier semestre 2025, l’augmentation de la production \u00e9olienne et solaire par rapport au semestre pr\u00e9c\u00e9dent sur les march\u00e9s espagnol, fran\u00e7ais, italien et portugais a contribu\u00e9 \u00e0 la baisse des prix sur ces march\u00e9s. Toutefois, l’augmentation du prix moyen du gaz et des droits d’\u00e9mission de CO2<\/sub> par rapport au semestre pr\u00e9c\u00e9dent, ainsi que la hausse de la demande, ont entra\u00een\u00e9 une augmentation des prix sur la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

Par rapport au premier semestre 2024, la hausse du prix moyen du gaz et des droits d’\u00e9mission de CO2<\/sub>, la baisse de la production \u00e9olienne et l’augmentation de la demande sur certains march\u00e9s ont entra\u00een\u00e9 une hausse des prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 l’ann\u00e9e pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly electricity market prices Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es fournies par OMIE, , Nord Pool et GME.<\/span><\/div>\n

Brent, combustibles et CO2<\/sub><\/h2>\n

Les contrats \u00e0 terme sur le p\u00e9trole Brent pour le mois de r\u00e9f\u00e9rence sur le march\u00e9 ICE ont enregistr\u00e9 un prix moyen semestriel de 70,81 $\/baril au premier semestre 2025. Cette valeur \u00e9tait inf\u00e9rieure de 7,3 % \u00e0 celle atteinte par les contrats \u00e0 terme Front-Month du semestre pr\u00e9c\u00e9dent, qui s’\u00e9levait \u00e0 76,38 $\/bbl. Elle \u00e9tait \u00e9galement inf\u00e9rieure de 15 % \u00e0 celle des contrats \u00e0 terme Front-Month n\u00e9goci\u00e9s au premier semestre 2024, qui s’\u00e9levait \u00e0 83,42 $\/bbl.<\/p>\n

Au cours du premier semestre 2025, malgr\u00e9 l’instabilit\u00e9 au Moyen-Orient, les inqui\u00e9tudes concernant la demande mondiale de p\u00e9trole ont entra\u00een\u00e9 une baisse des prix des contrats \u00e0 terme sur le Brent. Les tensions commerciales li\u00e9es aux politiques tarifaires ont influenc\u00e9 l’\u00e9volution des prix au cours de cette p\u00e9riode. Les augmentations de production de l’OPEP+ ont \u00e9galement contribu\u00e9 \u00e0 la baisse des prix.<\/p>\n

En ce qui concerne les contrats \u00e0 terme sur le gaz TTF sur le march\u00e9 ICE pour le Front-Month, le prix moyen enregistr\u00e9 au cours du premier semestre 2025 pour ces contrats \u00e0 terme \u00e9tait de 41,21 \u20ac\/MWh. Par rapport au prix des contrats \u00e0 terme Front-Month n\u00e9goci\u00e9s au cours du semestre pr\u00e9c\u00e9dent, qui \u00e9tait de 39,48 \u20ac\/MWh, la moyenne a augment\u00e9 de 4,4 %. Par rapport aux contrats \u00e0 terme Front-Month n\u00e9goci\u00e9s au cours du m\u00eame semestre de 2024, o\u00f9 le prix moyen \u00e9tait de 29,70 \u20ac\/MWh, l’augmentation a \u00e9t\u00e9 de 39 %.<\/p>\n

Au cours des premiers mois du semestre, les basses temp\u00e9ratures, les inqui\u00e9tudes li\u00e9es au faible niveau des r\u00e9serves europ\u00e9ennes et l’arr\u00eat des livraisons de gaz russe via l’Ukraine ont entra\u00een\u00e9 une hausse des prix des contrats \u00e0 terme TTF sur le gaz. Par la suite, les inqui\u00e9tudes li\u00e9es \u00e0 l’\u00e9volution de la demande, les temp\u00e9ratures plus cl\u00e9mentes du printemps et l’augmentation des r\u00e9serves europ\u00e9ennes ont exerc\u00e9 une pression \u00e0 la baisse sur les prix. Cependant, \u00e0 la fin du semestre, les probl\u00e8mes d’approvisionnement en provenance de Norv\u00e8ge, la demande de gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9 en Asie, l’instabilit\u00e9 au Moyen-Orient et les temp\u00e9ratures \u00e9lev\u00e9es ont contribu\u00e9 \u00e0 la hausse du prix moyen semestriel.<\/p>\n

En ce qui concerne les contrats \u00e0 terme sur les droits d’\u00e9mission de CO2<\/sub><\/strong> sur le march\u00e9 EEX<\/strong> pour le contrat de r\u00e9f\u00e9rence de d\u00e9cembre 2025, ils ont atteint un prix moyen de 72,60 \u20ac\/t au premier semestre 2025. Ce prix \u00e9tait sup\u00e9rieur de 4,5 % \u00e0 la moyenne du semestre pr\u00e9c\u00e9dent, qui \u00e9tait de 69,48 \u20ac\/t. Par rapport \u00e0 la moyenne du m\u00eame semestre de 2024, qui \u00e9tait de 68,20 \u20ac\/t, la moyenne du premier semestre 2025 \u00e9tait sup\u00e9rieure de 6,5 %.<\/p>\n

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de l'ICE et de l'EEX..<\/span><\/div>\n

Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting pour la gestion de l’\u00e9nergie et le d\u00e9veloppement de projets avec stockage<\/h2>\n

Par l’interm\u00e9diaire de sa division AleaBlue<\/strong>, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> propose des pr\u00e9visions des march\u00e9s \u00e9lectriques<\/a> \u00e0 court et moyen terme. Ces pr\u00e9visions sont essentielles pour la gestion de l’\u00e9nergie, la planification, l’\u00e9laboration d’offres, la gestion des risques et la r\u00e9alisation de couvertures. Des pr\u00e9visions de la demande et des prix des march\u00e9s intrajournaliers et des services d’ajustement sont \u00e9galement \u00e9labor\u00e9es, ces derni\u00e8res \u00e9tant particuli\u00e8rement utiles pour optimiser l’arbitrage des prix avec des syst\u00e8mes de stockage d’\u00e9nergie.<\/p>\n

D’autre part, la division AleaStorage<\/strong> se concentre sur l’analyse technique et \u00e9conomique des projets de stockage d’\u00e9nergie<\/strong>. Ses services<\/a> comprennent des \u00e9tudes visant \u00e0 estimer la rentabilit\u00e9 et les revenus attendus, \u00e0 optimiser la taille des batteries<\/strong> dans les installations hybrides utilisant des \u00e9nergies renouvelables et \u00e0 analyser diff\u00e9rents mod\u00e8les commerciaux li\u00e9s au stockage d’\u00e9nergie.<\/p>\n

Source: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 1er juillet 2025. Au cours du premier semestre 2025, le prix moyen sur la plupart des grands march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 a d\u00e9pass\u00e9 60 \u20ac\/MWh et a \u00e9t\u00e9 le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le second semestre 2023 sur plusieurs march\u00e9s. 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