{"id":164271,"date":"2026-02-02T15:37:21","date_gmt":"2026-02-02T14:37:21","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=164271"},"modified":"2026-02-06T04:52:35","modified_gmt":"2026-02-06T03:52:35","slug":"aleasoft-prix-marches-electriques-europeens-eleves-mibel-decouple","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/aleasoft-prix-marches-electriques-europeens-eleves-mibel-decouple\/","title":{"rendered":"Les prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 sont rest\u00e9s \u00e9lev\u00e9s au cours de la derni\u00e8re semaine de janvier, le march\u00e9 ib\u00e9rique faisant exception."},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 2 f\u00e9vrier 2026. Au cours de la derni\u00e8re semaine de janvier, les prix hebdomadaires de la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 l\u00e9g\u00e8rement sup\u00e9rieurs \u00e0 ceux de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente et se sont situ\u00e9s au-dessus de 110 \u20ac\/MWh. En revanche, le march\u00e9 ib\u00e9rique s’est \u00e0 nouveau d\u00e9coupl\u00e9, avec des moyennes proches de 20 \u20ac\/MWh, favoris\u00e9es par la production \u00e9olienne et une demande d’\u00e9lectricit\u00e9 moindre. En Italie, le photovolta\u00efque a atteint sa production la plus \u00e9lev\u00e9e pour un jour de janvier. Les contrats \u00e0 terme sur le gaz TTF et le Brent ont atteint leurs plus hauts niveaux depuis juin et ao\u00fbt 2025, respectivement, tandis que ceux sur le CO2<\/sub> ont enregistr\u00e9 leur plus bas niveau depuis novembre.<\/strong><\/p>\n

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

Au cours de la semaine du 26 janvier, la production photovolta\u00efque solaire a augment\u00e9 sur les march\u00e9s fran\u00e7ais et italien par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la plus forte hausse, avec 41 %, tandis que le march\u00e9 fran\u00e7ais a connu sa deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive de hausse, avec une croissance de 13 %. En revanche, les march\u00e9s de la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique et le march\u00e9 allemand ont enregistr\u00e9 des baisses de production avec cette technologie. Le Portugal et l’Espagne ont maintenu leur tendance \u00e0 la baisse pour la troisi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive, enregistrant respectivement des baisses de 30 % et 34 %. Le march\u00e9 allemand a connu la plus forte baisse, avec 64 %, apr\u00e8s avoir affich\u00e9 une tendance \u00e0 la hausse au cours des deux semaines pr\u00e9c\u00e9dentes.<\/p>\n

Le 27 janvier, le march\u00e9 italien a atteint un record historique de production photovolta\u00efque pour un jour de janvier, avec une production de 69 GWh.<\/p>\n

Pour la semaine du 2 f\u00e9vrier, selon les pr\u00e9visions de production solaire<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la production augmentera sur les march\u00e9s allemand, espagnol et italien par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n

AleaSoft - 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 de la derni\u00e8re semaine de janvier, la production \u00e9olienne<\/strong> a augment\u00e9 dans la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la plus forte hausse, avec 14 %, tandis que le march\u00e9 portugais a affich\u00e9 la plus faible augmentation, avec 10 %. Ces deux march\u00e9s ont maintenu leur tendance \u00e0 la hausse pour la deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive. Le march\u00e9 allemand a \u00e9galement connu une augmentation de la production \u00e9olienne au cours de la semaine, avec une hausse de 13 %, inversant ainsi la tendance \u00e0 la baisse observ\u00e9e au cours des trois semaines pr\u00e9c\u00e9dentes. Sur le march\u00e9 espagnol, la production \u00e9olienne est rest\u00e9e \u00e0 un niveau similaire \u00e0 celui de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente, avec une l\u00e9g\u00e8re baisse de 2,5 %, tandis qu’en France, la production issue de cette technologie a chut\u00e9 de 32 % par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n

Au cours de la semaine, le march\u00e9 italien a atteint le 28 janvier sa troisi\u00e8me plus grande production \u00e9olienne historique en une journ\u00e9e de janvier, avec une production de 173 GWh, apr\u00e8s les records enregistr\u00e9s les 9 et 10 janvier 2026, avec respectivement 182 GWh et 188 GWh.<\/p>\n

Pour la premi\u00e8re semaine de f\u00e9vrier, selon les pr\u00e9visions de production \u00e9olienne<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la production issue de cette technologie augmentera sur les march\u00e9s allemand, fran\u00e7ais et espagnol. En revanche, les march\u00e9s portugais et italien enregistreront une baisse.<\/p>\n

AleaSoft - 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 de la semaine du 26 janvier, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> a augment\u00e9 sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 britannique a enregistr\u00e9 la plus forte hausse, avec 3,7 % apr\u00e8s deux semaines de baisse. Les march\u00e9s italien et allemand ont affich\u00e9 les hausses les plus faibles, respectivement de 0,1 % et 0,3 %, et ont maintenu leur tendance \u00e0 la hausse pour la cinqui\u00e8me semaine cons\u00e9cutive dans les deux cas. Le march\u00e9 fran\u00e7ais a enregistr\u00e9 sa deuxi\u00e8me semaine de croissance cons\u00e9cutive, avec une augmentation de 1,4 %.<\/p>\n

En revanche, les march\u00e9s de la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique et de la Belgique ont enregistr\u00e9 une baisse de la demande par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 belge a enregistr\u00e9 la baisse la plus faible, de 0,8 %, et a accumul\u00e9 des baisses pour la troisi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive. Les march\u00e9s espagnol et portugais ont invers\u00e9 la tendance \u00e0 la hausse et ont enregistr\u00e9 des baisses de 2,3 % et 7,5 % respectivement, apr\u00e8s trois semaines cons\u00e9cutives de hausse.<\/p>\n

Au cours de la derni\u00e8re semaine de janvier, les temp\u00e9ratures moyennes<\/strong> ont \u00e9t\u00e9 moins froides que la semaine pr\u00e9c\u00e9dente dans la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s. Le Portugal a enregistr\u00e9 la plus forte hausse, avec 2,2 \u00b0C, tandis que la France a connu la plus faible augmentation, avec 0,1 \u00b0C. En Italie, en Allemagne et en Espagne, les temp\u00e9ratures moyennes ont augment\u00e9 respectivement de 0,2 \u00b0C, 1,6 \u00b0C et 2,0 \u00b0C. En revanche, en Grande-Bretagne et en Belgique, les temp\u00e9ratures moyennes ont baiss\u00e9 respectivement de 1,3 \u00b0C et 2,0 \u00b0C par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n

Selon les pr\u00e9visions de demande<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la demande augmentera sur les march\u00e9s britannique, belge et espagnol au cours de la premi\u00e8re semaine de f\u00e9vrier. En revanche, les march\u00e9s allemand, portugais, italien et fran\u00e7ais enregistreront une baisse de la demande.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/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 cours de la derni\u00e8re semaine de janvier, les prix sur la plupart des march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 l\u00e9g\u00e8rement sup\u00e9rieurs \u00e0 ceux de la deuxi\u00e8me moiti\u00e9 de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. En cons\u00e9quence, les prix hebdomadaires moyens sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont augment\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Les exceptions ont \u00e9t\u00e9 le march\u00e9 IPEX <\/strong>en Italie et le march\u00e9 MIBEL<\/strong> en Espagne et au Portugal, avec des baisses respectives de 4,7 %, 64 % et 73 %. En revanche, le march\u00e9 en France a enregistr\u00e9 la plus forte hausse en pourcentage, avec 8,5 %. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les prix ont augment\u00e9 entre 1,2 % sur le march\u00e9 EPEX\u00a0SPOT allemand et 7,8 % sur le march\u00e9 EPEX\u00a0SPOT belge.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 26 janvier, les moyennes hebdomadaires ont d\u00e9pass\u00e9 110 \u20ac\/MWh sur la plupart des march\u00e9s \u00e9lectriques europ\u00e9ens. Les exceptions ont \u00e9t\u00e9 les march\u00e9s portugais et espagnol, dont les moyennes se sont situ\u00e9es respectivement \u00e0 17,25 \u20ac\/MWh et 23,03 \u20ac\/MWh. En revanche, le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la moyenne hebdomadaire la plus \u00e9lev\u00e9e, avec 140,74 \u20ac\/MWh. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les prix se sont situ\u00e9s entre 111,50 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 fran\u00e7ais et 123,31 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 allemand.<\/p>\n

En ce qui concerne les prix quotidiens, sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les prix ont d\u00e9pass\u00e9 les 90 \u20ac\/MWh au cours de la derni\u00e8re semaine de janvier. La seule exception a \u00e9t\u00e9 le march\u00e9 MIBEL, dont les prix quotidiens sont rest\u00e9s inf\u00e9rieurs \u00e0 40 \u20ac\/MWh. Le dimanche 1er f\u00e9vrier, le march\u00e9 portugais a atteint la moyenne hebdomadaire la plus basse parmi les march\u00e9s analys\u00e9s, avec 1,04 \u20ac\/MWh. Il s’agit du prix quotidien le plus bas depuis le 9 avril 2024. Dans le cas du march\u00e9 espagnol, le samedi 31 janvier, le prix \u00e9tait de 5,57 \u20ac\/MWh, soit le prix quotidien le plus bas de ce march\u00e9 depuis le 24 mai 2025.<\/p>\n

Par ailleurs, le march\u00e9 Nord Pool des pays nordiques et les march\u00e9s allemand, belge, italien et n\u00e9erlandais ont enregistr\u00e9 des prix quotidiens sup\u00e9rieurs \u00e0 130 \u20ac\/MWh lors de certaines s\u00e9ances de la derni\u00e8re semaine de janvier. Sur le march\u00e9 italien, les prix quotidiens ont d\u00e9pass\u00e9 145 \u20ac\/MWh pendant les quatre premiers jours de la semaine. Ce march\u00e9 a atteint la moyenne quotidienne la plus \u00e9lev\u00e9e de la semaine parmi les march\u00e9s analys\u00e9s, avec 150,97 \u20ac\/MWh, le mardi 27 janvier.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 26 janvier, la hausse des prix du gaz, l’augmentation de la demande et la baisse de la production solaire sur la plupart des march\u00e9s ont contribu\u00e9 \u00e0 la hausse des prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. En France, la baisse de la production \u00e9olienne a \u00e9galement favoris\u00e9 la hausse des prix. Cependant, la baisse de la demande en Espagne et au Portugal a entra\u00een\u00e9 une baisse des prix sur le march\u00e9 MIBEL. En outre, la production \u00e9olienne a augment\u00e9 au Portugal, tandis qu’en Espagne, elle est rest\u00e9e \u00e0 des niveaux similaires \u00e0 ceux de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente et la production hydro\u00e9lectrique a augment\u00e9. Sur le march\u00e9 italien, l’augmentation de la production \u00e9olienne et solaire a \u00e9galement contribu\u00e9 \u00e0 la baisse des prix.<\/p>\n

molinos- <\/a><\/div>\n

Les pr\u00e9visions de prix<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indiquent que, au cours de la premi\u00e8re semaine de f\u00e9vrier, les prix baisseront sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9, sous l’influence de l’augmentation de la production \u00e9olienne et solaire sur la plupart des march\u00e9s, ainsi que de la baisse de la demande dans certains cas. Toutefois, la baisse de la production \u00e9olienne au Portugal favorisera la hausse des prix sur ce march\u00e9.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/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 \u00e0 venir sur le march\u00e9 ICE ont enregistr\u00e9 leur cours de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus bas, \u00e0 65,59 $\/baril, le lundi 26 janvier. Les prix ont ensuite augment\u00e9 jusqu’au jeudi 29 janvier. Ce jour-l\u00e0, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur cours de cl\u00f4ture hebdomadaire le plus \u00e9lev\u00e9, \u00e0 70,71 $\/bbl. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 1er ao\u00fbt 2025. Le vendredi 30 janvier, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait l\u00e9g\u00e8rement inf\u00e9rieur, \u00e0 70,69 $\/bbl. Ce prix \u00e9tait sup\u00e9rieur de 7,3 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

La crainte des r\u00e9percussions possibles sur l’approvisionnement mondial en p\u00e9trole des tensions croissantes entre les \u00c9tats-Unis et l’Iran a entra\u00een\u00e9 une hausse des prix des contrats \u00e0 terme sur le Brent au cours de la derni\u00e8re semaine de janvier. La faiblesse du dollar a \u00e9galement contribu\u00e9 \u00e0 cette hausse. Par ailleurs, l’OPEP+ a d\u00e9cid\u00e9 dimanche 1er f\u00e9vrier de maintenir la pause dans ses augmentations de production au mois de mars.<\/p>\n

Quant aux cours de cl\u00f4ture des contrats \u00e0 terme sur le gaz TTF sur le march\u00e9 ICE pour le Front-Month, ils sont rest\u00e9s sup\u00e9rieurs \u00e0 38 \u20ac\/MWh au cours de la derni\u00e8re semaine de janvier. Le mardi 27 janvier, ils ont enregistr\u00e9 leur cours de cl\u00f4ture hebdomadaire minimum, \u00e0 38,09 \u20ac\/MWh. Les prix ont augment\u00e9 lors des s\u00e9ances suivantes. En cons\u00e9quence, le jeudi 29 janvier, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire maximum, \u00e0 40,11 \u20ac\/MWh. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 24 juin 2025. Apr\u00e8s une baisse de 2,1 % par rapport \u00e0 la veille, le vendredi 30 janvier, le prix de cl\u00f4ture s’est \u00e9tabli \u00e0 39,29 \u20ac\/MWh, soit 1,9 % de moins que le vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

Au cours de la derni\u00e8re semaine de janvier, les faibles niveaux des r\u00e9serves europ\u00e9ennes, les probl\u00e8mes d’approvisionnement en provenance des \u00c9tats-Unis dus aux conditions m\u00e9t\u00e9orologiques d\u00e9favorables dans ce pays et les craintes concernant les effets des tensions au Moyen-Orient sur l’approvisionnement ont fait grimper les prix de cl\u00f4ture des contrats \u00e0 terme TTF sur le gaz au-del\u00e0 de 38 \u20ac\/MWh tout au long de la semaine et ont atteint leur plus haut niveau depuis plusieurs mois le 29 janvier. Cependant, la reprise de l’approvisionnement am\u00e9ricain a contribu\u00e9 \u00e0 la baisse des prix en fin de semaine.<\/p>\n

En ce qui concerne les cours de cl\u00f4ture des contrats \u00e0 terme sur les quotas d’\u00e9mission de CO2<\/sub><\/strong> sur le march\u00e9 EEX<\/strong> pour le contrat de r\u00e9f\u00e9rence de d\u00e9cembre 2026, ils sont rest\u00e9s inf\u00e9rieurs \u00e0 90 \u20ac\/t au cours de la derni\u00e8re semaine de janvier. Le mardi 27 janvier, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire maximal, \u00e0 88,37 \u20ac\/t. Par la suite, les prix ont baiss\u00e9. En cons\u00e9quence, le vendredi 30 janvier, ces contrats \u00e0 terme ont enregistr\u00e9 leur cours de cl\u00f4ture hebdomadaire minimum, \u00e0 81,26 \u20ac\/t. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait inf\u00e9rieur de 8,1 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent et le plus bas depuis le 1er novembre 2025.<\/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 sur les perspectives des march\u00e9s \u00e9nerg\u00e9tiques en Europe et le stockage dans des batteries<\/h2>\n

Le jeudi 12 f\u00e9vrier, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> organisera la 63e \u00e9dition<\/a> de sa s\u00e9rie de webinaires mensuels<\/a>. Tom\u00e1s Garc\u00eda, directeur principal, Energy & Infrastructure Advisory chez JLL<\/strong>, participera pour la cinqui\u00e8me fois \u00e0 la s\u00e9rie de webinaires. Les principaux th\u00e8mes abord\u00e9s lors du webinaire comprendront l’\u00e9volution et les perspectives des march\u00e9s \u00e9nerg\u00e9tiques<\/strong> europ\u00e9ens, des informations sur les r\u00e9centes transactions BESS<\/strong> en Espagne et les principaux facteurs d’\u00e9valuation des projets BESS autonomes en Espagne.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 2 f\u00e9vrier 2026. Au cours de la derni\u00e8re semaine de janvier, les prix hebdomadaires de la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont \u00e9t\u00e9 l\u00e9g\u00e8rement sup\u00e9rieurs \u00e0 ceux de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente et se sont situ\u00e9s au-dessus de 110 \u20ac\/MWh. 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