{"id":171421,"date":"2026-09-07T15:31:45","date_gmt":"2026-09-07T13:31:45","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=171421"},"modified":"2026-09-08T11:52:50","modified_gmt":"2026-09-08T09:52:50","slug":"gaz-ttf-maximums-marches-electriques-sud-europe-septembre-2026","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/gaz-ttf-maximums-marches-electriques-sud-europe-septembre-2026\/","title":{"rendered":"Le gaz TTF et les march\u00e9s \u00e9lectriques du sud de l’Europe ont atteint leurs niveaux les plus \u00e9lev\u00e9s depuis 2022 et 2023 au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 7 septembre 2026. Au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre, l’Espagne et le Portugal ont atteint leurs prix journaliers de l’\u00e9lectricit\u00e9 les plus \u00e9lev\u00e9s depuis d\u00e9cembre 2022, tandis que l’Italie a atteint son niveau le plus \u00e9lev\u00e9 depuis janvier 2023, dans un contexte de baisse de la production \u00e9olienne, de hausse de la demande et de prix du gaz \u00e9lev\u00e9s. Les principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 ont \u00e9tabli des records de production solaire photovolta\u00efque pour un jour de septembre. Les contrats \u00e0 terme du gaz TTF ont atteint leur prix le plus \u00e9lev\u00e9 depuis janvier 2023, port\u00e9s par les tensions dans le d\u00e9troit d’Ormuz et par une demande de gaz plus forte en Europe.<\/strong><\/p>\n

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

Au cours de la semaine du 31 ao\u00fbt, la production solaire photovolta\u00efque<\/strong> a augment\u00e9 sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. La France a enregistr\u00e9 la plus forte hausse, de 30%, suivie du Portugal, avec 26%. L’Allemagne a enregistr\u00e9 la plus faible hausse, de 0,3%, tandis que la production a augment\u00e9 de 4,5% en Italie et de 13% en Espagne.<\/p>\n

L’Allemagne a prolong\u00e9 la tendance haussi\u00e8re amorc\u00e9e la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. En France et au Portugal, la production solaire photovolta\u00efque a de nouveau augment\u00e9 apr\u00e8s deux semaines de baisses. En Espagne et en Italie, la hausse a mis fin \u00e0 une tendance baissi\u00e8re de quatre semaines.<\/p>\n

Au cours de la semaine, tous les march\u00e9s analys\u00e9s ont \u00e9tabli des records de production solaire photovolta\u00efque pour un jour de septembre. Le Portugal a atteint son record le 2 septembre, avec 31 GWh, et l’Espagne a atteint le sien le 3 septembre, avec 267 GWh. La France et l’Italie ont \u00e9tabli de nouveaux records le 4 septembre, avec 155 GWh et 143 GWh, respectivement. L’Allemagne a termin\u00e9 la semaine avec un record de 389 GWh le 6 septembre.<\/p>\n

Pour la semaine du 7 septembre, les pr\u00e9visions de production solaire<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indiquent une hausse de la production sur les march\u00e9s italien et espagnol et une baisse sur le march\u00e9 allemand.<\/p>\n

AleaSoft - Production energie photovoltaique electricite Europe<\/a>Source : \u00c9labor\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir de donn\u00e9es d'ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div>\n
AleaSoft - Profil production solaire photovoltaique Europe<\/a>Source : \u00c9labor\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir de donn\u00e9es d'ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div>\n

Au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre, la production \u00e9olienne<\/strong> a augment\u00e9 de 19% en Allemagne par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. La production a diminu\u00e9 sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s. Le Portugal a enregistr\u00e9 la plus forte baisse, de 55%, suivi de l’Espagne, avec 40%. La production \u00e9olienne a recul\u00e9 de 25% en France et de 14% en Italie.<\/p>\n

L’Allemagne a prolong\u00e9 sa tendance haussi\u00e8re pour la troisi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive. En France, au Portugal, en Espagne et en Italie, la production \u00e9olienne a invers\u00e9 sa tendance apr\u00e8s deux semaines de hausses.<\/p>\n

Pour la semaine du 7 septembre, les pr\u00e9visions de production \u00e9olienne<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indiquent une hausse de la production sur les march\u00e9s portugais et espagnol et une baisse sur les march\u00e9s allemand, fran\u00e7ais et italien.<\/p>\n

AleaSoft - Production energie eolienne electricite Europe<\/a>Source : \u00c9labor\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir de donn\u00e9es d'ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica et TERNA.<\/span><\/div>\n

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

Au cours de la semaine du 31 ao\u00fbt, la demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> a augment\u00e9 sur la plupart des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 par rapport \u00e0 la semaine pr\u00e9c\u00e9dente. L’Espagne a enregistr\u00e9 la plus forte hausse, de 11%, suivie de l’Italie, avec 9,3%. La demande a \u00e9galement augment\u00e9 de 7,2% au Portugal, de 3,5% en Allemagne et de 2,8% en France. En revanche, la demande a baiss\u00e9 de 2,3% en Grande-Bretagne et de 0,9% en Belgique.<\/p>\n

L’Espagne et le Portugal ont invers\u00e9 leur tendance apr\u00e8s six et quatre semaines de baisses, respectivement. L’Allemagne, la France et l’Italie ont prolong\u00e9 leurs tendances haussi\u00e8res pour la deuxi\u00e8me semaine cons\u00e9cutive.<\/p>\n

Au cours de la semaine, les temp\u00e9ratures moyennes<\/strong> ont augment\u00e9 de 2,8 \u00b0C au Portugal, de 1,8 \u00b0C en Espagne et de 0,3 \u00b0C en Belgique. En revanche, les temp\u00e9ratures ont baiss\u00e9 en France, en Allemagne, en Grande-Bretagne et en Italie, avec des reculs allant de 0,3 \u00b0C en France \u00e0 1,2 \u00b0C en Italie.<\/p>\n

La hausse des temp\u00e9ratures dans la p\u00e9ninsule Ib\u00e9rique a co\u00efncid\u00e9 avec un \u00e9pisode de fortes chaleurs en Espagne, o\u00f9 les temp\u00e9ratures ont d\u00e9pass\u00e9 43 \u00b0C en Andalousie. Cet \u00e9pisode de chaleur a co\u00efncid\u00e9 avec une hausse de la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 en Espagne et au Portugal. Sur plusieurs des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens, le d\u00e9but du mois de septembre a \u00e9galement co\u00efncid\u00e9 avec la reprise de l’activit\u00e9 apr\u00e8s la p\u00e9riode de vacances d’ao\u00fbt. En Grande-Bretagne, le Summer Bank Holiday du 31 ao\u00fbt a contribu\u00e9 \u00e0 la baisse de la demande.<\/p>\n

Pour la semaine du 7 septembre, les pr\u00e9visions de demande<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indiquent des baisses sur les march\u00e9s allemand, fran\u00e7ais, espagnol, italien et britannique. En revanche, la demande augmentera sur les march\u00e9s portugais et belge.<\/p>\n

AleaSoft - Demande electricite pays europeens<\/a>Source : \u00c9labor\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir de donn\u00e9es d'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

Les prix moyens hebdomadaires des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens ont affich\u00e9 des tendances contrast\u00e9es au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre. Le Portugal et l’Espagne ont enregistr\u00e9 les plus fortes hausses de prix, de 36% dans les deux cas, suivis de l’Italie, avec une hausse de 4,5%. Le march\u00e9 n\u00e9erlandais a tr\u00e8s peu vari\u00e9, avec une hausse de 1,4%. En revanche, le march\u00e9 britannique a enregistr\u00e9 la plus forte baisse, de 21%, suivi de l’Allemagne, avec un recul de 8,9%. Les prix ont \u00e9galement baiss\u00e9 sur les march\u00e9s nordique, belge et fran\u00e7ais, avec des reculs allant de 4,2% sur le march\u00e9 nordique \u00e0 1,6% en France.<\/p>\n

Au cours de la semaine du 31 ao\u00fbt, le march\u00e9 italien a enregistr\u00e9 la moyenne hebdomadaire la plus \u00e9lev\u00e9e, de 202,89 \u20ac\/MWh. Les march\u00e9s portugais et espagnol ont suivi, avec 144,71 \u20ac\/MWh et 144,51 \u20ac\/MWh, respectivement. \u00c0 l’autre extr\u00e9mit\u00e9, le march\u00e9 nordique a enregistr\u00e9 la moyenne hebdomadaire la plus basse, de 86,05 \u20ac\/MWh, suivi du march\u00e9 allemand, avec 113,09 \u20ac\/MWh. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s chez AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, les prix moyens se sont situ\u00e9s entre 119,25 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 fran\u00e7ais et 128,02 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 belge.<\/p>\n

Les prix journaliers des principaux march\u00e9s europ\u00e9ens de l’\u00e9lectricit\u00e9 sont rest\u00e9s au-dessus de 100 \u20ac\/MWh pendant presque toute la premi\u00e8re semaine de septembre. Sur le march\u00e9 italien, les prix ont d\u00e9pass\u00e9 210 \u20ac\/MWh du 2 au 4 septembre. Les prix journaliers ont atteint leurs maximums hebdomadaires le 2 septembre sur les march\u00e9s allemand, fran\u00e7ais, italien, britannique, belge et n\u00e9erlandais, avec 163,73 \u20ac\/MWh, 163,60 \u20ac\/MWh, 212,71 \u20ac\/MWh, 178,88 \u20ac\/MWh, 172,18 \u20ac\/MWh et 167,24 \u20ac\/MWh, respectivement. Sur le march\u00e9 italien, ce prix a marqu\u00e9 le niveau le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 1er janvier 2023. Le 7 septembre, le prix sur ce march\u00e9 a encore augment\u00e9, jusqu’\u00e0 218,93 \u20ac\/MWh, tout en restant inf\u00e9rieur au niveau enregistr\u00e9 le 31 d\u00e9cembre 2022. Le march\u00e9 nordique a atteint son maximum hebdomadaire le 1er septembre, avec 124,64 \u20ac\/MWh. De leur c\u00f4t\u00e9, les march\u00e9s portugais et espagnol ont enregistr\u00e9 leurs prix les plus \u00e9lev\u00e9s de la semaine le 4 septembre, avec 170,36 \u20ac\/MWh et 169,50 \u20ac\/MWh, respectivement. Dans les deux cas, ces niveaux ont marqu\u00e9 leurs prix les plus \u00e9lev\u00e9s depuis le 6 d\u00e9cembre 2022. Le 7 septembre, les deux march\u00e9s ont atteint une valeur encore plus \u00e9lev\u00e9e, de 172,07 \u20ac\/MWh, bien que ce chiffre soit rest\u00e9 inf\u00e9rieur au niveau enregistr\u00e9 le 5 d\u00e9cembre 2022.<\/p>\n

Le 5 septembre, la plupart des march\u00e9s analys\u00e9s ont enregistr\u00e9 leurs prix minimums hebdomadaires. Ce jour-l\u00e0, le prix du march\u00e9 allemand est tomb\u00e9 \u00e0 42,14 \u20ac\/MWh, tandis que le march\u00e9 nordique a cl\u00f4tur\u00e9 \u00e0 18,42 \u20ac\/MWh. Les march\u00e9s fran\u00e7ais, britannique, belge et n\u00e9erlandais ont \u00e9galement atteint leurs prix les plus bas de la semaine ce jour-l\u00e0, entre 75,57 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 n\u00e9erlandais et 89,42 \u20ac\/MWh sur le march\u00e9 belge. En revanche, les march\u00e9s portugais et espagnol ont enregistr\u00e9 leurs prix journaliers les plus bas le 31 ao\u00fbt, avec 106,53 \u20ac\/MWh et 106,51 \u20ac\/MWh, respectivement.<\/p>\n

L’\u00e9pisode de chaleur inhabituelle en Espagne a stimul\u00e9 la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 dans la p\u00e9ninsule Ib\u00e9rique au cours de la semaine. La baisse de 40% de la production \u00e9olienne en Espagne et le recul de 55% au Portugal ont \u00e9galement contribu\u00e9 \u00e0 la forte hausse des prix sur les deux march\u00e9s. La hausse de la demande, la baisse de la production \u00e9olienne et les prix \u00e9lev\u00e9s du gaz ont \u00e9galement pouss\u00e9 la moyenne hebdomadaire du march\u00e9 italien au-dessus de 200 \u20ac\/MWh. En revanche, la Grande-Bretagne, o\u00f9 la demande a baiss\u00e9 de 2,3% et les temp\u00e9ratures moyennes ont recul\u00e9 de 0,9 \u00b0C, a enregistr\u00e9 la plus forte baisse des prix en pourcentage parmi les march\u00e9s analys\u00e9s.<\/p>\n

AleaSoft - Panneaux solaires<\/a><\/div>\n

Les pr\u00e9visions de prix<\/a> d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> indiquent une baisse des prix sur les march\u00e9s portugais et espagnol pour la semaine du 7 septembre, dans un contexte de reprise de la production \u00e9olienne dans la p\u00e9ninsule Ib\u00e9rique. Sur les autres march\u00e9s analys\u00e9s, les prix augmenteront avec la baisse de la production \u00e9olienne. La production solaire diminuera \u00e9galement sur le march\u00e9 allemand.<\/p>\n

AleaSoft - Prix marches europeens electricite<\/a>Source : \u00c9labor\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir de donn\u00e9es d'OMIE, RTE, Nord Pool et GME.<\/span><\/div>\n

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

Les contrats \u00e0 terme du p\u00e9trole Brent<\/strong> pour le Front\u2011Month sur le march\u00e9 ICE<\/strong> ont augment\u00e9 de mani\u00e8re soutenue au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre. Le lundi 31 ao\u00fbt, ils ont atteint leur prix de r\u00e8glement minimum hebdomadaire, de 90,49 $\/bbl, 1,3% sup\u00e9rieur \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent. Le vendredi 4 septembre, ils ont atteint leur prix de r\u00e8glement maximum hebdomadaire, de 96,28 $\/bbl, 7,8% sup\u00e9rieur \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es chez AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix a marqu\u00e9 le niveau le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 25 juillet.<\/p>\n

Les prix des contrats \u00e0 terme du p\u00e9trole Brent ont augment\u00e9 dans un contexte de tensions g\u00e9opolitiques au Moyen-Orient, apr\u00e8s que les \u00c9tats-Unis et l’Iran ont \u00e9chang\u00e9 des attaques qui ont touch\u00e9 des p\u00e9troliers et accru le risque de nouvelles perturbations du trafic maritime dans le d\u00e9troit d’Ormuz.<\/p>\n

En ce qui concerne les contrats \u00e0 terme du gaz TTF<\/strong> sur le march\u00e9 ICE<\/strong> pour le Front\u2011Month, ils ont enregistr\u00e9 leur prix de r\u00e8glement minimum hebdomadaire, de 69,81 \u20ac\/MWh, le lundi 31 ao\u00fbt, d\u00e9j\u00e0 4,2% sup\u00e9rieur \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent. Les prix ont continu\u00e9 \u00e0 augmenter et ont atteint leur maximum hebdomadaire, de 73,63 \u20ac\/MWh, le 2 septembre. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es chez AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix a marqu\u00e9 le niveau le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 10 janvier 2023. Lors des deux derni\u00e8res s\u00e9ances de la semaine, les prix sont rest\u00e9s l\u00e9g\u00e8rement en dessous de 72 \u20ac\/MWh. Le vendredi 4 septembre, le prix de r\u00e8glement s’est \u00e9tabli \u00e0 71,95 \u20ac\/MWh, 7,4% sup\u00e9rieur \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent.<\/p>\n

Comme pour les contrats \u00e0 terme du p\u00e9trole Brent, la mont\u00e9e des tensions dans le d\u00e9troit d’Ormuz a r\u00e9duit les flux de gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9 du Qatar et des \u00c9mirats arabes unis vers l’Europe. Conjugu\u00e9e \u00e0 une demande europ\u00e9enne plus forte, cette r\u00e9duction a pouss\u00e9 \u00e0 la hausse les prix des contrats \u00e0 terme du gaz TTF au cours de la premi\u00e8re semaine de septembre.<\/p>\n

En ce qui concerne les contrats \u00e0 terme des quotas d’\u00e9mission<\/strong> de CO2<\/sub><\/strong> sur le march\u00e9 EEX<\/strong> pour le contrat de r\u00e9f\u00e9rence de d\u00e9cembre 2026, ils ont enregistr\u00e9 leur prix de r\u00e8glement minimum hebdomadaire, de 83,10 \u20ac\/t, le 31 ao\u00fbt, d\u00e9j\u00e0 0,4% sup\u00e9rieur \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent. Les prix ont continu\u00e9 \u00e0 augmenter lors de la plupart des s\u00e9ances de la premi\u00e8re semaine de septembre. Ainsi, le vendredi 4 septembre, ces contrats \u00e0 terme ont atteint leur prix de r\u00e8glement maximum hebdomadaire, de 84,18 \u20ac\/t, 1,7% sup\u00e9rieur \u00e0 celui du vendredi pr\u00e9c\u00e9dent. Selon les donn\u00e9es analys\u00e9es chez AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, ce prix a marqu\u00e9 le niveau le plus \u00e9lev\u00e9 depuis le 26 ao\u00fbt.<\/p>\n

AleaSoft - Prix gaz charbon petrole Brent CO2<\/a>Source : \u00c9labor\u00e9 par AleaSoft Energy Forecasting \u00e0 partir de donn\u00e9es d'ICE et d'EEX.<\/span><\/div>\n

Analyse d’AleaSoft Energy Forecasting sur les perspectives des march\u00e9s de l’\u00e9nergie en Europe<\/h2>\n

Le jeudi 17 septembre, AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> organisera la 69e<\/sup> \u00e9dition<\/a> de sa s\u00e9rie de webinaires mensuels<\/a>. La session abordera l’\u00e9volution et les perspectives des march\u00e9s de l’\u00e9nergie<\/strong> europ\u00e9ens, ainsi que la situation actuelle, les \u00e9volutions attendues et les principaux d\u00e9fis du stockage d’\u00e9nergie<\/strong>. Les intervenants analyseront \u00e9galement les progr\u00e8s de l’autoconsommation<\/strong>, ses d\u00e9fis actuels et les opportunit\u00e9s qu’elle offre pour optimiser les installations et r\u00e9duire l’exposition \u00e0 la volatilit\u00e9 des prix. Parmi les intervenants figureront Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets chez S&P Global Energy, et Oriol Salt\u00f3 i Bauz\u00e0, Associate Partner chez AleaSoft. Francisco Valverde S\u00e1nchez, professionnel ind\u00e9pendant du d\u00e9veloppement des \u00e9nergies renouvelables, participera \u00e9galement \u00e0 la table d’analyse du webinaire en espagnol.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 7 septembre 2026. 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