Les pays nordiques, souvent associés à une électricité abondante et largement décarbonée, entrent dans l’hiver avec une vulnérabilité inhabituelle sur les marchés de gros. Selon le rapport trimestriel Nordic Energy Market Insights de l’entreprise danoise Mind Energy, présenté le 9 novembre 2026, les ressources hydrauliques disponibles dans la région sont inférieures de 11 térawattheures (TWh) à leur niveau habituel. Cette réserve moindre accroît le risque de fortes variations des prix de l’électricité lors des épisodes froids et peu venteux.
L’analyse, rapportée par Reuters le 9 novembre et relayée par le média danois Danish Offshore Industry, ne prédit pas une rupture d’approvisionnement. Elle décrit un marché plus sensible aux conditions météorologiques, aux disponibilités nucléaires suédoises et au coût des centrales à gaz de l’Europe continentale.
L’hydraulique, amortisseur habituel des prix, dispose de moins de marge
La Norvège et la Suède bénéficient de vastes capacités hydroélectriques. Contrairement aux éoliennes et aux panneaux solaires, certains barrages permettent d’ajuster la production aux besoins et aux prix du marché. Les réserves en eau jouent donc un rôle important dans l’équilibre du système électrique régional. Avec un déficit évalué à 11 TWh par Mind Energy, cette souplesse est réduite au moment où le chauffage accroît la demande.
Dans la zone d’enchères NO2, au sud de la Norvège, les prix ont dépassé en moyenne 130 euros par mégawattheure depuis le début du mois d’août, selon les chiffres cités par Reuters. Des prix journaliers ont également franchi 200 euros par mégawattheure dans certaines zones du sud de la Scandinavie et au Danemark, dans un contexte de froid et de faible production éolienne. Il s’agit de prix de marché à des périodes et dans des zones précises : ces montants ne peuvent pas être assimilés directement aux tarifs payés par les ménages.
La tension est très inégale selon les régions. Les zones méridionales de Norvège et de Suède ainsi que le Danemark sont davantage intégrés aux échanges avec l’Europe continentale. Leurs prix peuvent ainsi réagir plus directement aux conditions de production en Allemagne que ceux de régions nordiques plus éloignées des principaux interconnexions.
Quand le vent faiblit, le gaz continental pèse davantage
L’un des mécanismes soulignés par Mind Energy tient au fonctionnement du marché électrique européen. Lorsque les éoliennes produisent peu et que l’hydraulique offre moins de latitude, des centrales thermiques plus coûteuses peuvent devenir nécessaires pour satisfaire la demande. Le prix marginal de l’électricité peut alors refléter celui de centrales allemandes fonctionnant au gaz.
Cette exposition intervient alors que les marchés européens du gaz restent sensibles à la disponibilité des stocks et du gaz naturel liquéfié. Le rapport évoque notamment les perturbations des transports au Moyen-Orient, qui compliquent l’approvisionnement mondial. Une hausse du gaz ne provoque pas mécaniquement la même augmentation de tous les prix électriques : elle accentue le risque pendant les heures où les centrales à gaz fixent le prix du marché.
Autre variable surveillée : les indisponibilités prolongées de plusieurs réacteurs nucléaires en Suède. Les capacités concernées représentent environ 3,3 gigawatts, d’après les données communiquées à Reuters. Le retour effectif de ces unités pourrait modifier l’équilibre du marché dans les prochaines semaines ; les dates annoncées restent donc un paramètre à suivre et non une garantie de production.
Un signal européen, pas une prévision de hausse des factures françaises
La situation nordique intéresse les opérateurs français et européens parce que les marchés de l’électricité sont reliés par des interconnexions et exposés à certaines conditions communes, notamment les prix du gaz et les épisodes météorologiques. Pour autant, le rapport ne quantifie aucune hausse de facture en France. Les effets éventuels dépendent des flux physiques, des offres des fournisseurs, de la production nationale et de la structure des contrats.
Il faut surtout distinguer le risque de flambée des prix d’un risque de coupure. Mind Energy juge que, contrairement à la crise de 2022, l’enjeu dominant est aujourd’hui la volatilité des prix plutôt qu’une insuffisance générale d’électricité. Ce diagnostic rappelle que disposer d’un parc fortement renouvelable ne supprime pas la nécessité de réserves pilotables, de réseaux capables d’échanger de l’énergie et de mécanismes de flexibilité pendant les périodes défavorables.
Les prochaines semaines permettront d’observer si le retour des réacteurs suédois, la météo et l’évolution des réserves hydrauliques réduisent cette tension. À ce stade, le déficit de 11 TWh est un signal de vigilance sur les marchés nordiques, pas une prévision certaine de crise hivernale.
