{"id":164553,"date":"2026-02-16T16:26:19","date_gmt":"2026-02-16T15:26:19","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=164553"},"modified":"2026-02-20T04:12:30","modified_gmt":"2026-02-20T03:12:30","slug":"prix-marches-europeens-baisse-iberique-decouple-nordique-maximum","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/prix-marches-europeens-baisse-iberique-decouple-nordique-maximum\/","title":{"rendered":"Les prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens baissent au cours de la deuxi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier, le march\u00e9 ib\u00e9rique reste d\u00e9connect\u00e9 et le march\u00e9 nordique atteint les prix les plus \u00e9lev\u00e9s."},"content":{"rendered":"

AleaSoft<\/strong> Energy Forecasting,16 f\u00e9vrier 2026. Au cours de la deuxi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier, les prix sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont continu\u00e9 \u00e0 baisser, m\u00eame si dans de nombreux cas, la moyenne hebdomadaire s’est \u00e9tablie au-dessus de 90 \u20ac\/MWh. Le march\u00e9 nordique a enregistr\u00e9 la moyenne hebdomadaire la plus \u00e9lev\u00e9e, du jamais vu depuis au moins 2018, et a atteint le 10 f\u00e9vrier son prix le plus \u00e9lev\u00e9 depuis 2022. Le march\u00e9 ib\u00e9rique est rest\u00e9 d\u00e9coupl\u00e9 du reste de l’Europe, avec des prix quotidiens inf\u00e9rieurs \u00e0 5 \u20ac\/MWh lors de la plupart des s\u00e9ances. En ce qui concerne la production renouvelable, le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la valeur photovolta\u00efque la plus \u00e9lev\u00e9e pour un jour de f\u00e9vrier et le march\u00e9 fran\u00e7ais la valeur \u00e9olienne la plus \u00e9lev\u00e9e pour un jour de f\u00e9vrier. Pour leur part, les contrats \u00e0 terme sur le CO2<\/sub> ont atteint leur niveau le plus bas depuis mai 2025.<\/strong><\/p>\n

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

Au cours de la semaine du 9 f\u00e9vrier, la production photovolta\u00efque solaire<\/strong> a augment\u00e9 dans la plupart des principaux march\u00e9s \u00e9lectriques europ\u00e9ens par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 espagnol a enregistr\u00e9 la plus forte hausse, avec 16 %, poursuivant ainsi la tendance \u00e0 la hausse de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 allemand a continu\u00e9 \u00e0 progresser pour la deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive, avec une hausse de 13 % cette fois-ci. Sur le march\u00e9 portugais, la production photovolta\u00efque a \u00e9galement augment\u00e9 pour la deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive, avec une hausse de 5,0 %. Le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la plus faible augmentation, avec 0,4 %, poursuivant ainsi la tendance positive des deux derni\u00e8res semaines. En revanche, sur le march\u00e9 fran\u00e7ais, la production issue de cette technologie a chut\u00e9 de 27 % apr\u00e8s trois semaines de hausse.<\/p>\n

Le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 un nouveau record historique de production photovolta\u00efque pour un jour de f\u00e9vrier, avec 89 GWh g\u00e9n\u00e9r\u00e9s le vendredi 13 f\u00e9vrier.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 16 f\u00e9vrier, selon les pr\u00e9visions de production solaire<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la production augmentera sur les march\u00e9s allemand, italien et espagnol.<\/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>\n
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>\n

Au cours de la semaine du 9 f\u00e9vrier, le march\u00e9 fran\u00e7ais a de nouveau enregistr\u00e9 la plus forte augmentation de la production \u00e9olienne par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente, pour la deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive, avec une hausse de 38 %. Les march\u00e9s espagnol et portugais ont invers\u00e9 la tendance baissi\u00e8re de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente, avec des hausses respectives de 8,6 % et 6,0 %. En revanche, les march\u00e9s allemand et italien ont affich\u00e9 une tendance inverse. En Allemagne, la production \u00e9olienne a chut\u00e9 de 17 %, poursuivant la tendance \u00e0 la baisse de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente, tandis qu’en Italie, elle a baiss\u00e9 de 15 % apr\u00e8s trois semaines cons\u00e9cutives de hausse.<\/p>\n

Le march\u00e9 fran\u00e7ais a atteint un nouveau record historique de production \u00e9olienne pour un jour de f\u00e9vrier le 11, avec 380 GWh d’\u00e9nergie \u00e9olienne g\u00e9n\u00e9r\u00e9s.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 16 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 italien et allemand, tandis qu’elle diminuera sur les march\u00e9s portugais, espagnol et fran\u00e7ais.<\/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 9 f\u00e9vrier, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> a diminu\u00e9 sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le march\u00e9 espagnol a enregistr\u00e9 la plus forte baisse, avec 5,2 %, et a poursuivi sa tendance \u00e0 la baisse pour la troisi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive. Sur les march\u00e9s allemand, italien et britannique, la demande a baiss\u00e9 pour la deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive, cette fois-ci de 3,4 %, 2,4 % et 0,9 % respectivement. Le march\u00e9 portugais a invers\u00e9 la tendance positive de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente avec une baisse de 1,6 %. Sur le march\u00e9 belge, la demande est rest\u00e9e similaire \u00e0 celle de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente, tandis que sur le march\u00e9 fran\u00e7ais, elle a augment\u00e9 de 0,5 %, inversant ainsi la tendance \u00e0 la baisse de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente.<\/p>\n

La baisse de la demande \u00e9tait li\u00e9e \u00e0 des temp\u00e9ratures moyennes<\/strong> moins froides que la semaine pr\u00e9c\u00e9dente sur la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s. Les hausses ont vari\u00e9 entre 0,5 \u00b0C en France et 2,5 \u00b0C en Allemagne. Cependant, les temp\u00e9ratures moyennes ont baiss\u00e9 de 0,1 \u00b0C en Grande-Bretagne et de 1,6 \u00b0C en Belgique.<\/p>\n

Pour la semaine du 16 f\u00e9vrier, selon les pr\u00e9visions de demande<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, la demande augmentera en Allemagne, en France, en Espagne, en Grande-Bretagne et en Belgique, tandis qu’elle diminuera au Portugal et en Italie.<\/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 deuxi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier, les prix sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont affich\u00e9 une tendance \u00e0 la baisse. En cons\u00e9quence, les prix hebdomadaires moyens sur la plupart des march\u00e9s ont baiss\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Les exceptions ont \u00e9t\u00e9 le march\u00e9 EPEX\u00a0SPOT<\/strong> en Allemagne et le march\u00e9 Nord\u00a0Pool<\/strong> dans les pays nordiques, avec des hausses respectives de 1,9 % et 13 %. Le march\u00e9 EPEX\u00a0SPOT aux Pays-Bas a enregistr\u00e9 la baisse la plus faible, avec 0,9 %. En revanche, le march\u00e9 en France et le march\u00e9 MIBEL au Portugal et en Espagne ont enregistr\u00e9 les plus fortes baisses de prix en pourcentage, respectivement de 51 %, 52 % et 53 %. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les prix ont baiss\u00e9 entre 4,6 % sur le march\u00e9 N2EX<\/strong> au Royaume-Uni et 9,3 % sur le march\u00e9 IPEX <\/strong>en Italie.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 9 f\u00e9vrier, malgr\u00e9 la baisse des prix, les moyennes hebdomadaires ont d\u00e9pass\u00e9 90 \u20ac\/MWh sur la plupart des march\u00e9s \u00e9lectriques europ\u00e9ens. Les exceptions ont \u00e9t\u00e9 les march\u00e9s portugais, espagnol et fran\u00e7ais, dont les moyennes ont \u00e9t\u00e9 respectivement de 2,18 \u20ac\/MWh, 6,24 \u20ac\/MWh et 39,60 \u20ac\/MWh. En revanche, le march\u00e9 nordique a enregistr\u00e9 la moyenne hebdomadaire la plus \u00e9lev\u00e9e, avec 125,08 \u20ac\/MWh. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les prix se situaient entre 93,62 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 belge et 116,21 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 italien.<\/p>\n

En ce qui concerne les prix quotidiens, les march\u00e9s espagnol et portugais ont enregistr\u00e9 des prix inf\u00e9rieurs \u00e0 5 \u20ac\/MWh lors de la plupart des s\u00e9ances de la deuxi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier. Le 11 f\u00e9vrier, le march\u00e9 portugais a atteint la moyenne hebdomadaire la plus basse parmi les march\u00e9s analys\u00e9s, avec 0,34 \u20ac\/MWh. Il s’agissait de son prix quotidien le plus bas depuis le 6 avril 2024. Le 15 f\u00e9vrier, le march\u00e9 espagnol a atteint son prix le plus bas depuis le 17 avril 2024, \u00e0 1,55 \u20ac\/MWh. Dans le cas du march\u00e9 fran\u00e7ais, les prix ont \u00e9t\u00e9 inf\u00e9rieurs \u00e0 20 \u20ac\/MWh lors de certaines s\u00e9ances de la deuxi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier. Le 11 f\u00e9vrier, le prix \u00e9tait de 13,61 \u20ac\/MWh, le plus bas de ce march\u00e9 depuis le 24 octobre 2025. Au cours de la troisi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier, le lundi 16, le prix \u00e9tait encore plus bas, \u00e0 12,13 \u20ac\/MWh, tout en restant sup\u00e9rieur \u00e0 celui enregistr\u00e9 le 23 octobre 2025.<\/p>\n

Par ailleurs, les march\u00e9s allemand, belge, britannique, italien, n\u00e9erlandais et nordique ont enregistr\u00e9 des prix quotidiens sup\u00e9rieurs \u00e0 100 \u20ac\/MWh lors de certaines s\u00e9ances de la deuxi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier. Sur les march\u00e9s italien et nordique, les prix quotidiens ont d\u00e9pass\u00e9 120 \u20ac\/MWh pendant les trois premiers jours de la semaine. Le march\u00e9 nordique a atteint la moyenne quotidienne la plus \u00e9lev\u00e9e de la semaine parmi les march\u00e9s analys\u00e9s, avec 158,53 \u20ac\/MWh, le mardi 10 f\u00e9vrier. Il s’agit de son prix quotidien le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 23 d\u00e9cembre 2022.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 9 f\u00e9vrier, la baisse des prix du gaz et des droits d’\u00e9mission de CO2<\/sub>, l’augmentation de la production solaire et la baisse de la demande sur la plupart des march\u00e9s ont contribu\u00e9 \u00e0 la chute des prix sur les march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. Dans la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique, la forte production hydro\u00e9lectrique a \u00e9galement exerc\u00e9 une pression \u00e0 la baisse sur les prix, tandis qu’en Espagne, en France et au Portugal, l’augmentation de la production \u00e9olienne a \u00e9galement favoris\u00e9 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 troisi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier, les prix baisseront sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9. La forte augmentation de la production \u00e9olienne et solaire sur des march\u00e9s tels que l’Allemagne ou l’Italie favorisera cette tendance. Cependant, l’augmentation de la demande et la baisse de la production \u00e9olienne dans la p\u00e9ninsule ib\u00e9rique favoriseront la hausse des prix sur le march\u00e9 MIBEL.<\/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

Au cours de la deuxi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier, les cours de cl\u00f4ture des contrats \u00e0 terme sur le p\u00e9trole Brent pour le mois suivant sur le march\u00e9 ICE sont rest\u00e9s inf\u00e9rieurs \u00e0 70 $\/baril. Le 11 f\u00e9vrier, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur cours de cl\u00f4ture hebdomadaire maximal, \u00e0 69,40 $\/bbl. Cependant, apr\u00e8s une baisse de 2,7 % par rapport \u00e0 la veille, le jeudi 12 f\u00e9vrier, ils ont enregistr\u00e9 leur cours de cl\u00f4ture hebdomadaire minimal, \u00e0 67,52 $\/bbl. Le vendredi 13 f\u00e9vrier, le cours de cl\u00f4ture \u00e9tait l\u00e9g\u00e8rement sup\u00e9rieur, \u00e0 67,75 $\/bbl. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait encore inf\u00e9rieur de 0,4 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

Les tensions au Moyen-Orient ont contribu\u00e9 \u00e0 maintenir les prix des contrats \u00e0 terme sur le Brent au-dessus de 68,75 $\/baril lors des premi\u00e8res s\u00e9ances de la semaine. Cependant, les inqui\u00e9tudes concernant la demande ont limit\u00e9 les prix. L’Agence internationale de l’\u00e9nergie a publi\u00e9 son rapport mensuel jeudi, insistant sur un \u00e9ventuel exc\u00e9dent de l’offre d’ici 2026 et r\u00e9visant \u00e0 la baisse ses pr\u00e9visions concernant la demande de p\u00e9trole. Par ailleurs, le pr\u00e9sident am\u00e9ricain a d\u00e9clar\u00e9 que les n\u00e9gociations avec l’Iran pourraient se prolonger d’un mois, att\u00e9nuant ainsi les craintes li\u00e9es aux probl\u00e8mes d’approvisionnement, ce qui a \u00e9galement exerc\u00e9 une pression \u00e0 la baisse sur les prix.<\/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 stables au cours de la deuxi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier, sous la barre des 34 \u20ac\/MWh. Le lundi 9 f\u00e9vrier, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire maximal, \u00e0 33,50 \u20ac\/MWh. Ce prix \u00e9tait d\u00e9j\u00e0 inf\u00e9rieur de 6,2 % \u00e0 celui du vendredi de la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. Le mardi 10 f\u00e9vrier, ils ont enregistr\u00e9 leur prix de cl\u00f4ture hebdomadaire minimal, \u00e0 31,85 \u20ac\/MWh. Au cours des autres s\u00e9ances de la semaine, les prix de cl\u00f4ture ont d\u00e9pass\u00e9 les 32 \u20ac\/MWh. Le vendredi 13 f\u00e9vrier, le prix de cl\u00f4ture \u00e9tait de 32,50 \u20ac\/MWh. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait inf\u00e9rieur de 8,9 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

Les pr\u00e9visions de temp\u00e9ratures plus douces ont exerc\u00e9 une influence \u00e0 la baisse sur les prix des contrats \u00e0 terme TTF du gaz au cours de la deuxi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier. De plus, l’augmentation de la disponibilit\u00e9 du gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9 en provenance des \u00c9tats-Unis, associ\u00e9e \u00e0 des pr\u00e9visions de temp\u00e9ratures plus \u00e9lev\u00e9es dans ce pays \u00e9galement, a contribu\u00e9 \u00e0 maintenir les prix en dessous de 34 \u20ac\/MWh au cours de la deuxi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier.<\/p>\n

En ce qui concerne les 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 ont atteint leur cours de cl\u00f4ture hebdomadaire maximal, \u00e0 81,33 \u20ac\/t, le lundi 9 f\u00e9vrier. Par la suite, les prix ont entam\u00e9 une tendance \u00e0 la baisse. En cons\u00e9quence, le vendredi 13 f\u00e9vrier, ces contrats \u00e0 terme ont enregistr\u00e9 leur cours de cl\u00f4ture hebdomadaire minimum, \u00e0 70,70 \u20ac\/t. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es par AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix \u00e9tait inf\u00e9rieur de 10 % \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent et le plus bas depuis le 6 mai 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> a organis\u00e9 son 63e webinaire mensuel<\/a>. Le conf\u00e9rencier invit\u00e9 \u00e9tait Tom\u00e1s Garc\u00eda, directeur principal, Energy & Infrastructure Advisory chez JLL<\/strong>, qui participait pour la cinqui\u00e8me fois \u00e0 la s\u00e9rie de webinaires mensuels<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>. Le webinaire de f\u00e9vrier a abord\u00e9 des th\u00e8mes importants pour le secteur de l’\u00e9nergie, tels que l’\u00e9volution et les perspectives des march\u00e9s \u00e9nerg\u00e9tiques<\/strong> europ\u00e9ens, les enseignements tir\u00e9s des r\u00e9centes transactions BESS<\/strong> en Espagne et les facteurs cl\u00e9s pour l’\u00e9valuation des projets BESS autonomes en Espagne.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting,16 f\u00e9vrier 2026. Au cours de la deuxi\u00e8me semaine de f\u00e9vrier, les prix sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont continu\u00e9 \u00e0 baisser, m\u00eame si dans de nombreux cas, la moyenne hebdomadaire s’est \u00e9tablie au-dessus de 90 \u20ac\/MWh. 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