{"id":158561,"date":"2025-07-07T15:37:49","date_gmt":"2025-07-07T13:37:49","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=158561"},"modified":"2025-07-09T03:32:11","modified_gmt":"2025-07-09T01:32:11","slug":"vague-canicule-fait-grimper-prix-marches-electriques-europeens","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/vague-canicule-fait-grimper-prix-marches-electriques-europeens\/","title":{"rendered":"La vague de chaleur fait grimper les prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 7 juillet 2025. Au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet, les prix sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont augment\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le 1er juillet, les prix journaliers ont d\u00e9pass\u00e9 110 \u20ac\/MWh sur la plupart des march\u00e9s, les march\u00e9s belge et n\u00e9erlandais atteignant un prix de 517,57 \u20ac\/MWh \u00e0 20h00. L’augmentation de la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 due \u00e0 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 journali\u00e8re la plus \u00e9lev\u00e9e de l’ann\u00e9e 2025 a \u00e9t\u00e9 atteinte.<\/strong><\/p>\n

Production solaire photovolta\u00efque et production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/h2>\n

Au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet, la production solaire photovolta\u00efque <\/strong>a augment\u00e9 sur les march\u00e9s allemand, portugais et fran\u00e7ais par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente, avec des hausses respectives de 15 %, 13 % et 1,8 %. En revanche, en Italie et en Espagne, la production hebdomadaire de cette technologie a diminu\u00e9 de 8,7 % et de 7,3 % dans chaque cas.<\/p>\n

Au cours de la semaine, les march\u00e9s allemand, italien, portugais et fran\u00e7ais ont enregistr\u00e9 leurs valeurs de production photovolta\u00efque les plus \u00e9lev\u00e9es pour une seule journ\u00e9e de juillet. En Allemagne et en Italie, ce record a \u00e9t\u00e9 atteint le 1er juillet, avec respectivement 438 GWh et 145 GWh. Au Portugal, la production du 3 juillet, proche de 29 GWh, a \u00e9t\u00e9 la valeur journali\u00e8re la plus \u00e9lev\u00e9e pour un mois de juillet dans son histoire, tandis qu’en France, le record a \u00e9t\u00e9 battu le 4 juillet, avec 165 GWh produits.<\/p>\n

Selon les pr\u00e9visions de production solaire<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, 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 \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n

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

Au cours de la semaine du 30 juin, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/strong> a augment\u00e9 de 29 % en Espagne, de 26 % au Portugal et de 5,4 % en France par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. En revanche, sur les march\u00e9s italien et allemand, la production de cette technologie a diminu\u00e9, respectivement de 49 % et 46 %.<\/p>\n

Selon les pr\u00e9visions de production d’\u00e9nergie \u00e9olienne<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, au cours de la deuxi\u00e8me semaine de juillet, la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne augmentera sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9, bien qu’en Espagne, elle devrait diminuer par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n

Wind ener- gy production electricity Europe<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div>\nAbonnement au r\u00e9sum\u00e9 hebdomadaire d<\/a>\n

Demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n

Au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> a augment\u00e9 sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Les augmentations allaient de 0,8 % en Allemagne \u00e0 6,6 % en Espagne. Des augmentations ont \u00e9galement \u00e9t\u00e9 observ\u00e9es au Portugal, en Belgique et en Italie, avec des hausses respectives de 6,1 %, 3,9 % et 3,8 %.<\/p>\n

En termes de valeurs journali\u00e8res, l’Espagne p\u00e9ninsulaire a atteint sa plus forte demande d’\u00e9lectricit\u00e9 en 2025 le 2 juillet, avec 806 GWh. En Italie, la valeur annuelle la plus \u00e9lev\u00e9e \u00e0 ce jour a \u00e9t\u00e9 enregistr\u00e9e le 4 juillet, avec 1137 GWh.<\/p>\n

La vague de chaleur qui a touch\u00e9 l’Europe au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet a \u00e9t\u00e9 la principale cause de l’augmentation de la demande, les temp\u00e9ratures moyennes<\/strong> ayant augment\u00e9 sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s. Les augmentations varient de 0,5\u00b0C en France \u00e0 1,0\u00b0C en Belgique. En revanche, les temp\u00e9ratures moyennes en Grande-Bretagne ont baiss\u00e9 de 0,4\u00b0C par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n

Pour la semaine du 7 juillet, les pr\u00e9visions de demande<\/a> d’ AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indiquent une baisse de la demande sur la plupart des grands march\u00e9s europ\u00e9ens, en raison de la baisse attendue des temp\u00e9ratures.
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Demanda e- lectricidad paises Europa scaled<\/a>Source : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting avec des donn\u00e9es de ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid et ELIA.<\/span><\/div><\/p>\n

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

Au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet, les prix moyens sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont augment\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 MIBEL<\/strong> au Portugal et en Espagne et le march\u00e9 IPEX <\/strong>en Italie ont enregistr\u00e9 les plus faibles augmentations de prix, respectivement de 4,4 %, 4,5 % et 4,7 %. En revanche, le march\u00e9 <\/strong> en Allemagne et en Belgique a enregistr\u00e9 la plus forte augmentation de prix en pourcentage, soit 43 % dans les deux cas. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les prix ont augment\u00e9 de 23 % sur le march\u00e9 en France et sur le march\u00e9 N2EX <\/strong>au Royaume-Uni, et de 37 % sur le march\u00e9 aux Pays-Bas.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 30 juin, les moyennes hebdomadaires \u00e9taient sup\u00e9rieures \u00e0 75 \u20ac\/MWh sur la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. Le march\u00e9 nordique Nord Pool<\/strong> a fait exception, avec une moyenne de 20,04 \u20ac\/MWh. Le march\u00e9 italien a atteint la moyenne hebdomadaire la plus \u00e9lev\u00e9e, soit 122,82 \u20ac\/MWh. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les prix ont vari\u00e9 de 75,50 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 fran\u00e7ais \u00e0 94,03 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 belge.<\/p>\n

En termes de prix journaliers, le jeudi 3 juillet, le march\u00e9 nordique a atteint la moyenne la plus basse de la semaine parmi les march\u00e9s analys\u00e9s, avec 9,98 \u20ac\/MWh. En revanche, la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont atteint des prix journaliers sup\u00e9rieurs \u00e0 100 \u20ac\/MWh \u00e0 plusieurs reprises au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet. Le mardi 1er juillet, les prix journaliers ont d\u00e9pass\u00e9 110 \u20ac\/MWh sur les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9, \u00e0 l’exception du march\u00e9 nordique. Ce jour-l\u00e0, le march\u00e9 belge a atteint la moyenne journali\u00e8re la plus \u00e9lev\u00e9e de la semaine, \u00e0 151,71 \u20ac\/MWh. Il s’agit du prix journalier le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 15 f\u00e9vrier.<\/p>\n

En termes de prix horaires, les march\u00e9s allemand, belge et n\u00e9erlandais ont enregistr\u00e9 des prix horaires sup\u00e9rieurs \u00e0 450 \u20ac\/MWh le mardi 1er juillet. Ce jour-l\u00e0, de 20h00 \u00e0 21h00, les march\u00e9s belge et n\u00e9erlandais ont atteint le prix horaire le plus \u00e9lev\u00e9 de la semaine, \u00e0 517,57 \u20ac\/MWh. Pour le march\u00e9 n\u00e9erlandais, il s’agit du prix le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 21 janvier, tandis que pour le march\u00e9 belge, il s’agit du prix le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 13 d\u00e9cembre 2024.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 30 juin, l’augmentation de la demande, ainsi que la baisse de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne sur des march\u00e9s tels que l’Allemagne et l’Italie, ont entra\u00een\u00e9 une hausse des prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. En outre, la production solaire a chut\u00e9 en Espagne et en Italie.<\/p>\n

electrici- ty sunset<\/a><\/div>\n

Les pr\u00e9visions de prix<\/a> d’ AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indiquent qu’au cours de la deuxi\u00e8me semaine de juillet, les prix baisseront sur la plupart des grands march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9, sous l’influence d’une baisse de la demande et d’une augmentation de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne sur la plupart des march\u00e9s.
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European - electricity market prices<\/a>Source : AleaSoft Energy Forecasting : Pr\u00e9par\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir de donn\u00e9es de l'OMIE, , Nord Pool et GME.<\/span><\/div><\/p>\n

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

Les contrats \u00e0 terme sur le p\u00e9trole brut Brent<\/strong> pour le premier mois sur le march\u00e9 ICE<\/strong> ont commenc\u00e9 la premi\u00e8re semaine de juillet par des baisses de prix. Le mardi 1er juillet, ces contrats \u00e0 terme ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas \u00e0 67,11 dollars le baril. Toutefois, apr\u00e8s une hausse de 3,0 % par rapport \u00e0 la veille, le 2 juillet, ils ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 savoir 69,11 dollars le baril. Par la suite, les prix ont de nouveau baiss\u00e9. Ainsi, le vendredi 4 juillet, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 68,30 dollars le baril. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait encore sup\u00e9rieur de 0,8 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

Les anticipations de nouvelles augmentations de la production de l’OPEP+ ont exerc\u00e9 leur influence \u00e0 la baisse sur les prix \u00e0 terme du p\u00e9trole Brent au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet. Le 2 juillet, les prix ont augment\u00e9 \u00e0 la suite de la suspension de la coop\u00e9ration de l’Iran avec l’Agence internationale de l’\u00e9nergie atomique. Cependant, l’augmentation des stocks de p\u00e9trole am\u00e9ricains a permis aux prix de redescendre. Finalement, le samedi 5 juillet, l’OPEP+ a d\u00e9cid\u00e9 d’augmenter sa production de 548 000 barils par jour \u00e0 partir du mois d’ao\u00fbt.<\/p>\n

Quant aux contrats \u00e0 terme de gaz TTF<\/strong> sur le march\u00e9 ICE pour le Front-Month, ils ont enregistr\u00e9 le lundi 30 juin leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire minimum de 33,18 \u20ac\/MWh. Apr\u00e8s une hausse de 2,3 % la veille, le mardi 1er juillet, ces contrats ont atteint leur plus haut prix de cl\u00f4ture hebdomadaire de 33,95 \u20ac\/MWh. Lors des autres s\u00e9ances de la premi\u00e8re semaine de juillet, les prix de cl\u00f4ture \u00e9taient l\u00e9g\u00e8rement inf\u00e9rieurs, mais restaient sup\u00e9rieurs \u00e0 33 \u20ac\/MWh. Le vendredi 4 juillet, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 33,47 \u20ac\/MWh. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait sup\u00e9rieur de 1,2 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

L’abondance de l’offre et la perspective d’une baisse de la consommation pour la production d’\u00e9lectricit\u00e9 au cours de la deuxi\u00e8me semaine de juillet, en raison de la baisse attendue des temp\u00e9ratures et de l’augmentation de la production d’\u00e9nergie \u00e9olienne, ont contribu\u00e9 \u00e0 ce que les prix \u00e0 terme du gaz TTF restent inf\u00e9rieurs \u00e0 34 \u20ac\/MWh au cours de la premi\u00e8re semaine de juillet.<\/p>\n

Quant aux contrats \u00e0 terme sur le CO2<\/sub><\/strong> sur le march\u00e9 EEX<\/strong> pour le contrat de r\u00e9f\u00e9rence de d\u00e9cembre 2025, ils ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas de 68,97 \u20ac\/t le lundi 30 juin. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es dans AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait le plus bas depuis le 6 mai. Par la suite, les prix ont augment\u00e9 et se sont maintenus au-dessus de 70 \u20ac\/t pendant le reste de la semaine. Le jeudi 3 juillet, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, soit 72,08 \u20ac\/tonne. Le vendredi 4 juillet, le prix a l\u00e9g\u00e8rement baiss\u00e9 et le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 71,67 \u20ac\/t. Ce prix \u00e9tait toutefois sup\u00e9rieur de 1 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent. Ce prix \u00e9tait toutefois sup\u00e9rieur de 1,0 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

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

L’analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9nergie, du stockage et du financement de projets<\/h2>\n

Le jeudi 10 juillet, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> organisera le 57\u00e8me webinaire<\/a> de sa s\u00e9rie de webinaires mensuels<\/a>. A cette occasion, le webinaire analysera l’\u00e9volution et les perspectives des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9nergie, ainsi que la situation actuelle et les perspectives des AAE<\/strong>, en se concentrant sur la vision des grands consommateurs. Il abordera \u00e9galement les perspectives du stockage de l’\u00e9nergie<\/strong> et l’appel \u00e0 l’aide de l’IDAE pour le stockage de l’\u00e9nergie.<\/p>\n

Lors de la table ronde d’analyse, les orateurs invit\u00e9s seront Pedro Gonz\u00e1lez, directeur g\u00e9n\u00e9ral de l’AEGE<\/strong>, et Roger Font, directeur g\u00e9n\u00e9ral de Project Finance Energy \u00e0 Banco Sabadell<\/strong>. Pedro Gonz\u00e1lez apportera le point de vue des grands consommateurs d’\u00e9lectricit\u00e9, tandis que Roger Font abordera les d\u00e9fis et les opportunit\u00e9s de financement des projets d’\u00e9nergies renouvelables<\/strong> et de stockage dans le contexte actuel du march\u00e9.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.
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