La dernière vague de chaleur en Europe pousse les marchés de l’électricité dans une nouvelle période de volatilité intense, la France et l’Allemagne faisant face à de fortes hausses des prix en soirée alors que la demande de refroidissement augmente et que la production d’électricité faiblit.
Les coûts de l’électricité dans les deux pays devaient fortement augmenter pendant la période de pointe en soirée le mardi 11 août, en raison d’une baisse de la production solaire tandis que les climatiseurs continuaient de consommer de l’énergie. Les coûts de l’électricité ont été indiqués comme dépassant 170 € par mégawattheure (MWh) de 20 h à 22 h en France et en Allemagne, contre moins de 20 €/MWh vers 13 h dans les deux pays. Le marché day-ahead (livraison le jour suivant) a enregistré une hausse tout aussi notable. Le coût de l’électricité a augmenté de 20,5% en France, atteignant environ 141 €/MWh, selon les données de LSEG rapportées par Reuters.
Le prix correspondant en Allemagne a été coté en hausse de 22,8%, à 138,50 €/MWh, tandis qu’une autre évaluation situait le coût français à 142,50 €/MWh. Ces chiffres variables dépendent de la nature du marché européen de l’électricité. Alors que les prix day-ahead concernent l’électricité devant être livrée le jour suivant, les prix intraday fluctuent en fonction des prévisions de demande, de production éolienne et solaire, et de disponibilité des centrales.
La préoccupation immédiate n’est pas que la France ou l’Allemagne soient totalement à court d’électricité. La vague de chaleur réduit plutôt la quantité de production bon marché et fiable disponible exactement au moment où la demande augmente. Ce déséquilibre fait grimper fortement les prix de gros.
La production nucléaire face à la pression climatique
La France est particulièrement exposée car son système électrique dépend fortement de l’énergie nucléaire. Le parc nucléaire du pays fournit normalement une offre d’électricité importante et relativement stable, permettant à la France d’exporter de l’électricité vers les marchés voisins. Mais de nombreux réacteurs utilisent des rivières pour leur refroidissement, rendant leur production vulnérable aux températures élevées de l’eau et aux faibles débits fluviaux.
Pendant la dernière vague de chaleur, les températures de l’eau dans des rivières comme le Rhône, la Garonne, la Seine, la Meuse et la Moselle ont atteint des niveaux qui ont contraint EDF à restreindre la production ou à arrêter temporairement des réacteurs. Ces restrictions visent à éviter que le rejet d’eau excessivement chaude n’endommage les écosystèmes fluviaux.
EDF a souligné que ces mesures relèvent de précautions environnementales et réglementaires, et non d’un problème immédiat de sûreté des réacteurs. L’entreprise a indiqué que
« l’impact des mesures sur la production d’électricité est négligeable »
, tandis que des responsables et des analystes de marché ont souligné que l’effet peut néanmoins devenir substantiel pendant quelques heures de forte demande.
Ceci est crucial pour comprendre comment les marchés réagissent au problème. Bien que la perte de plusieurs gigawatts représente une petite fraction de la production nucléaire annuelle totale en France, l’effet sur les prix peut être significatif si le système est déjà tendu. Selon Reuters, en juillet, EDF avait réduit la production de 6,3 GW sur 8 réacteurs en raison de la chaleur persistante et de l’eau chaude des rivières. Au plus fort de la vague de chaleur générale, la limitation a atteint jusqu’à 8–9 GW de la capacité nucléaire française, soit environ un cinquième de sa capacité habituelle en été.
Carbon Brief a noté que trois des 57 réacteurs en France ont été arrêtés pendant la vague de chaleur de juillet, tandis que la production de 7 autres réacteurs a également été restreinte. Au total, cela a entraîné une baisse d’environ 9% de la production nucléaire française. Le phénomène n’est pas nouveau. En 2003, l’été exceptionnellement chaud avait vu une réduction de la capacité nucléaire française de plus de 6 GW. Cependant, la répétition de tels événements en 2026 soulève la question de la fiabilité des systèmes électriques conçus pour des conditions climatiques historiques.
Le problème éolien et solaire de l’Allemagne
La pression sur l’Allemagne est différente mais étroitement liée. Son système électrique dépend beaucoup plus de la production renouvelable sensible aux conditions météorologiques, en particulier l’éolien et le solaire. Pendant la vague de chaleur actuelle, des vents faibles devraient réduire la production éolienne, tandis que la production solaire baisse rapidement en soirée.
La production solaire peut fournir une électricité abondante en milieu de journée. Cela explique pourquoi les prix en France et en Allemagne ont été rapportés en dessous de 20 €/MWh vers 13 h. Mais au coucher du soleil, la production photovoltaïque chute tandis que les ménages et les entreprises continuent d’utiliser la climatisation. Le marché doit alors remplacer rapidement l’électricité solaire par du gaz, du charbon, des importations, du stockage ou une réduction de la demande.
Cette transition quotidienne est appelée la « rampe solaire du soir ». Lorsque la production éolienne est également faible et que la disponibilité nucléaire française est restreinte, cette rampe devient plus coûteuse et plus difficile à gérer.
Les centrales à gaz peuvent réagir plus facilement que les centrales nucléaires, mais la chaleur extrême réduit leur efficacité. Rystad Energy a estimé que la production d’une centrale à gaz typique peut chuter d’environ 7% à 12% par une journée à 30 °C, car l’air chaud réduit l’efficacité des turbines.
Les mêmes conditions météorologiques peuvent donc augmenter la demande tout en affaiblissant plusieurs sources d’approvisionnement en même temps. Les systèmes de refroidissement consomment plus d’électricité ; les turbines à gaz fonctionnent moins efficacement ; les vents peuvent faiblir ; et la production solaire disparaît après le coucher du soleil.
Le rôle exportateur de la France s’affaiblit
L’impact de la baisse de production des centrales nucléaires françaises s’étend également aux autres pays voisins. La France figure habituellement parmi les plus grands producteurs d’électricité en Europe, grâce à un parc nucléaire bien fonctionnel. Pendant la récente vague de chaleur de juin, il a été noté que la France n’a exporté qu’environ 3 GW d’électricité, contre 10–12 GW la semaine précédente. Il est important de noter que les marchés de l’électricité en Europe sont fortement interconnectés.
Des pays comme l’Allemagne, la Belgique, le Royaume-Uni, la Suisse, l’Italie et bien d’autres utilisent les flux d’électricité transfrontaliers pour faire face aux pénuries d’approvisionnement. Lorsque la France dispose d’un excédent de production nucléaire, elle exporte de l’électricité à un coût relativement faible. Si cette production est restreinte, ces pays doivent se procurer de l’électricité auprès de centrales à gaz plus coûteuses. Des vagues de chaleur simultanées exacerbent le problème, car il devient plus difficile de produire un excédent d’électricité dans la région. Le gestionnaire de réseau RTE indique que les capacités de production électrique de la France suffiront à satisfaire les besoins du pays pendant les vagues de chaleur.
Cela signifie que la situation physique de l’approvisionnement du pays reste gérable. Mais un réseau sécurisé et une électricité abordable ne sont pas la même chose. Le système peut conserver une capacité suffisante tandis que les prix augmentent fortement, car les unités marginales nécessaires pour couvrir le pic du soir sont coûteuses.
Les précédentes flambées de prix montrent le risque
La flambée des prix actuelle en août fait suite à plusieurs épisodes plus extrêmes plus tôt cet été.
Le prix day-ahead de l’électricité en Allemagne a atteint 210 €/MWh le 23 juin, selon les données de LSEG citées par Reuters. Pendant une soirée de juin, les prix allemands seraient passés d’environ 86 €/MWh à midi à 566 €/MWh à 20 h.
D’autres marchés ont enregistré des prix à court terme encore plus élevés. La Belgique a dépassé 1 038 €/MWh, les Pays-Bas ont atteint environ 902,47 €/MWh et la zone d’enchères ouest du Danemark s’est approchée de 786,83 €/MWh pendant la même période.
Les prix intraday du 24 juin devaient atteindre environ 898,21 €/MWh en Allemagne et 639,26 €/MWh en France. De tels prix sont généralement de courte durée, mais ils révèlent la rapidité avec laquelle le système électrique européen peut passer d’une électricité abondante en milieu de journée à une pénurie sévère en soirée.
L’effet financier est déjà visible. Une analyse de 350.org a estimé que la vague de chaleur du 21 au 27 juin a ajouté environ 371 millions d’euros aux coûts de l’électricité en Allemagne et 360 millions d’euros en France, soit plus de 700 millions d’euros au total en une seule semaine.
Ces hausses de prix de gros ne se traduisent pas automatiquement par une augmentation proportionnelle des factures des ménages. Les clients de détail peuvent être protégés par des contrats à prix fixe, des tarifs réglementés, des subventions ou des interventions gouvernementales. Néanmoins, une volatilité soutenue des prix de gros augmente les coûts pour les utilities, les consommateurs industriels et les ménages dont les contrats sont liés aux prix du marché.
Conséquences industrielles et politiques
La vague de chaleur met en lumière une contradiction de plus en plus flagrante dans la transition énergétique européenne. Alors que les énergies renouvelables ont fourni de l’électricité à des coûts extrêmement bas à certains moments, principalement grâce à la production solaire, le système ne dispose pas encore de suffisamment de stockage et de flexibilité pour transporter cette électricité bon marché vers les heures de pointe en soirée. D’un autre côté, bien que le nucléaire soit un fournisseur important d’électricité de base bas carbone, il est vulnérable aux vagues de chaleur et aux sécheresses en raison de sa dépendance à l’eau des rivières pour le refroidissement. Les experts du marché de l’énergie ont déjà prédit que de tels événements pourraient devenir une source fréquente d’instabilité des prix à l’avenir. Le problème ne concerne pas seulement des températures moyennes plus élevées, mais aussi une fréquence accrue d’événements extrêmes affectant simultanément la demande et l’offre. Les militants environnementaux utilisent la flambée des prix pour pousser à davantage de taxes sur les profits exceptionnels liés à l’utilisation des combustibles fossiles.
Andreas Sieber de 350.org a déclaré que les gouvernements devraient instaurer une taxe permanente sur les profits exceptionnels des entreprises de combustibles fossiles et redistribuer cet argent aux ménages, à l’adaptation climatique et aux efforts de transition énergétique. À cet égard, le groupe a fait référence à la contribution de solidarité de l’UE après 2022, qui a généré environ 28 milliards d’euros de profits exceptionnels sur les combustibles fossiles.
L’argument a une dimension politique. Les partisans affirment que les producteurs de combustibles fossiles bénéficient lorsque les vagues de chaleur font grimper les prix de l’électricité au gaz et devraient donc contribuer davantage à la protection des consommateurs. Les opposants à des taxes plus larges sur les profits exceptionnels soutiennent généralement que de telles mesures peuvent décourager l’investissement dans de nouveaux approvisionnements énergétiques et affaiblir la compétitivité de l’Europe.
La crise met également sous pression la stratégie nucléaire de la France. Les interruptions liées à la chaleur n’ont historiquement entraîné que des pertes limitées en production annuelle, mais la Cour des comptes française a averti que les temps d’arrêt des réacteurs liés au climat pourraient tripler ou quadrupler d’ici 2050.
Les choix politiques à venir
La réaction immédiate de l’Europe dépendra des méthodes capables de fournir de l’électricité pendant les courtes pénuries du soir. Ces méthodes incluent le stockage par batteries, le stockage hydroélectrique par pompage, une meilleure interconnectivité, la gestion de la demande et une plus grande flexibilité de la production. Les actions à plus long terme devront inclure la conception de centrales électriques et de réseaux électriques pour des conditions plus chaudes. Les exploitants de centrales nucléaires auront besoin d’installations de refroidissement améliorées, de sources d’eau différentes ou d’une utilisation accrue du refroidissement par air, bien que toutes ces mesures se heurtent à des limites techniques et financières. Le processus de gestion de la demande deviendra de plus en plus important. Les entreprises de services publics peuvent inciter les utilisateurs à déplacer leur consommation d’électricité non essentielle en soirée, et la tarification et la mesure en fonction du temps peuvent contribuer à réduire la consommation simultanée. Une meilleure interconnectivité permettra de partager les risques entre les pays, bien que le problème ne puisse être évité si une vague de chaleur frappe toute la région.
Un avertissement pour le système énergétique européen
La flambée des prix de l’électricité en France et en Allemagne est donc plus qu’une simple histoire de marché temporaire. C’est un avertissement indiquant que le système électrique européen entre dans un nouvel environnement climatique où la fiabilité estivale pourrait devenir aussi importante que la fiabilité hivernale.
L’épisode actuel combine une demande croissante de refroidissement, un vent plus faible, une baisse de la production solaire en soirée, une réduction de la production nucléaire française et un soutien transfrontalier contraint. Chaque facteur pris isolément pourrait être gérable. Ensemble, ils produisent des pics de prix aigus et parfois extraordinaires.
Le défi central est de préserver une électricité fiable sans abandonner les objectifs de réduction des émissions de l’Europe. Le gaz peut offrir une flexibilité à court terme, mais expose les consommateurs à la volatilité des prix des combustibles et à des émissions plus élevées. Le nucléaire offre une électricité bas carbone, mais reste vulnérable aux rivières chaudes et aux sécheresses. Le solaire et l’éolien sont essentiels pour la transition, mais nécessitent du stockage, du transport et une demande flexible.
Pour l’instant, la France et l’Allemagne semblent capables de maintenir l’approvisionnement. Mais le marché montre déjà le coût d’un fonctionnement trop proche de la limite pendant les vagues de chaleur extrêmes. Le prochain débat énergétique en Europe ne portera pas seulement sur la quantité d’électricité qu’il peut produire. Il se concentrera de plus en plus sur la question de savoir si cette électricité est disponible au bon endroit, à la bonne heure et dans les conditions météorologiques les plus difficiles.
