Les marchés à terme indiquent que le prix du marché de gros de l'électricité, le soi-disant 'pool', en Espagne continuera à des niveaux élevés pendant le reste de 2026. Pour le quatrième trimestre de l'année, les cotations avancent de 16,4 %, atteignant 127,25 euros par mégawattheure (MWh), pressées par la hausse du gaz et l'incertitude concernant le trafic maritime dans le détroit d'Ormuz.
En ce qui concerne le produit annuel de 2027 pour l'Espagne, la prévision augmente de 15,7 %, atteignant 77,85 euros/MWh. Néanmoins, cette valeur se situe presque 40 euros en dessous des 117,10 euros/MWh que le marché à terme attribue à l'Allemagne, selon les données du groupe ASE.
Cette hausse des prix des futurs électriques est très liée à l'augmentation du coût du gaz naturel. Le TTF, référence pour le gaz en Europe, a augmenté de 15,8 % en août, atteignant 61,46 euros/MWh, son enregistrement mensuel le plus élevé depuis janvier 2023.
Dans le cas de l'Espagne, le Marché Ibérique du Gaz (Mibgas) a enregistré une moyenne de 61,87 euros/MWh, ce qui représente 12,7 % de plus qu'en juillet et 89,6 % au-dessus du niveau d'août 2025.
Le consultant a également souligné que les réserves européennes de gaz se situaient autour de 65 %, treize points de pourcentage de moins qu'un an auparavant. Ce rythme de remplissage plus lent oblige à augmenter les achats de gaz naturel liquéfié (GNL) avant l'hiver et maintient l'équilibre des risques clairement orienté à la hausse.
Le 'pool', 73 % au-dessus de l'année dernière
Le prix moyen quotidien du 'pool' a atteint en août 118,25 euros/MWh, soit 12,89 % de plus qu'en juillet (104,75 euros/MWh) et 72,8 % supérieur à celui enregistré en août 2025 (68,44 euros/MWh), se plaçant à son niveau mensuel le plus élevé depuis février 2023.
Les coûts régulés du système ont été estimés de manière provisoire à 17,53 euros/MWh et, ajoutés au 'pool', ont porté le prix final provisoire de l'électricité à 135,78 euros/MWh.
Les analystes du consultant ont averti que la tension sur le marché du gaz, les limitations au transit de GNL par le détroit d'Ormuz et le faible niveau de stockage en Europe "remettent le risque énergétique au centre du marché".
Différence de prix entre les heures solaires et le reste de la journée
En août, l'écart de prix entre les heures de forte production solaire et le reste de la journée s'est accentué, poussé par le photovoltaïque. Entre 10h00 et 18h00, coïncidant avec une forte génération photovoltaïque, le prix moyen de l'électricité était de 26,37 euros/MWh, tandis qu'en dehors de cet intervalle, lorsque le gaz reprend un rôle clé, il a grimpé jusqu'à 164,19 euros/MWh.
Les vagues de chaleur successives ont également augmenté la demande électrique de 9,78 % par rapport à août 2025. Selon le groupe ASE, l'augmentation moyenne de la consommation au cours des trois mois d'été a atteint 11,5 %, poussée par les plus grands besoins de refroidissement.
Cette hausse de la demande a coïncidé avec une baisse de la production éolienne de 9,6 % et de la production nucléaire de 7 %. Pour compenser cette moindre contribution et maintenir l'équilibre du système, les cycles combinés au gaz ont augmenté leur génération de 29,6 %.
Malgré ce contexte, l'Espagne a continué à enregistrer un prix inférieur sur son marché électrique par rapport à d'autres grands pays européens comme la France, l'Allemagne et l'Italie, où la moindre disponibilité d'énergie hydraulique, éolienne et nucléaire a intensifié la tension.
En France, le prix a augmenté de 125,6 % par rapport à août 2025 (54,44 euros/MWh), atteignant 122,80 euros/MWh. L'Allemagne a clôturé le mois à 126,94 euros/MWh et l'Italie a marqué le niveau le plus élevé, à 182,40 euros/MWh.