Les marchés de gros de l’électricité connaissent une flambée spectaculaire en cette fin juin 2026. En Allemagne, le mégawattheure atteint 615 euros ce mardi 23 juin vers 21 heures, un sommet depuis juin 2024. En France, le seuil des 280 euros par mégawattheure est franchi, un niveau inédit depuis août 2023. La hausse survient alors que les tarifs étaient restés relativement stables depuis le début du conflit au Moyen-Orient.
Deux facteurs se conjuguent. La vague de chaleur exceptionnelle qui touche le continent provoque une explosion de la demande en climatisation. Parallèlement, le parc nucléaire français subit des contraintes environnementales qui réduisent sa capacité de production. L’équilibre entre offre et demande sur les marchés de l’énergie se révèle plus fragile que jamais.
La canicule fait exploser la consommation
Selon RTE, chaque degré supplémentaire en été entraîne environ 500 mégawatts de consommation électrique additionnelle en France. Lors des épisodes caniculaires, la demande nationale peut gagner plusieurs gigawatts en quelques heures. Ménages, entreprises, commerces et centres de données sollicitent massivement leurs systèmes de refroidissement pour faire face aux températures exceptionnelles.
À l’échelle européenne, les analystes de Vaisala et Commodity Weather Group anticipent cette semaine des besoins de refroidissement parmi les plus élevés de l’année, indique Bloomberg. Dans plusieurs pays du sud de l’Europe, la consommation électrique bondit de 10 à 20 % lors des journées les plus chaudes. La pression sur le réseau culmine en fin de journée, lorsque la production solaire décline mais que les besoins restent élevés. Les villes cherchent d’ailleurs à s’adapter à ces épisodes de plus en plus fréquents.
Les opérateurs doivent assurer en permanence l’équilibre entre production et consommation. Dès que celui-ci devient plus difficile à maintenir, les prix de marché augmentent fortement afin d’inciter les producteurs disponibles à injecter davantage d’électricité. Le mécanisme des enchères day-ahead fixe la veille les tarifs pour chaque heure du lendemain, en fonction de l’offre disponible et de la demande attendue.
Le nucléaire français contraint par les températures des fleuves
La situation est aggravée par les difficultés du parc nucléaire français, habituellement l’un des principaux fournisseurs d’électricité en Europe. EDF a annoncé l’arrêt du réacteur Golfech 2 jusqu’au 30 juin en raison des fortes chaleurs qui affectent la Garonne. La centrale de Golfech, située dans le Tarn-et-Garonne entre Toulouse et Agen, comprend deux réacteurs de 1,3 gigawatt chacun. Le premier était déjà indisponible pour maintenance depuis mai. Avec l’arrêt du second, la centrale est désormais totalement à l’arrêt.
Un arrêté de 2006 impose que la température de la Garonne ne dépasse pas 28 degrés Celsius après les rejets d’eau de refroidissement de la centrale. Face à une température du fleuve susceptible d’atteindre ce seuil, EDF a préféré arrêter préventivement la production. Les centrales nucléaires françaises nécessitent un refroidissement permanent. Implantées le long des fleuves ou du littoral, elles dépendent directement de la disponibilité et de la température de l’eau.
Lors des épisodes de canicule, les températures élevées des cours d’eau peuvent obliger l’exploitant à réduire ou interrompre son activité afin de protéger les écosystèmes aquatiques. D’autres sites pourraient également être affectés. EDF a notamment indiqué surveiller la situation à la centrale du Bugey, en Auvergne-Rhône-Alpes, où des réductions de puissance pourraient être envisagées. Enedis a d’ailleurs prévenu qu’il pourrait procéder à des coupures locales pour éviter une surcharge du réseau.
Le gaz reprend du poids dans le mix électrique
Conséquence directe de ces arrêts nucléaires, le poids du gaz dans le mix électrique français augmente significativement. Selon les données en temps réel de RTE, il représente actuellement 6 % de la production, contre seulement 1 % il y a une semaine. Dans le même temps, la part du nucléaire est passée de 72 % à 62 %. La substitution se traduit par un recours accru aux centrales thermiques, plus coûteuses et plus émettrices de CO₂.
Jusqu’à présent, les arrêts pour raisons environnementales ont eu un impact limité sur la production nucléaire française, avec une baisse annuelle estimée à seulement 0,3 %. Cependant, les projections sont plus préoccupantes. Sans adaptation des installations, EDF estime que ces pertes pourraient atteindre en moyenne 1,4 % de la production à l’horizon 2035 et 1,5 % en 2050. Le changement climatique rend ces épisodes de plus en plus fréquents et intenses.
La faiblesse de l’éolien aggrave la tension
La faiblesse actuelle de la production renouvelable contribue également à la tension sur les marchés. Le système anticyclonique responsable de la canicule entraîne des vents particulièrement faibles dans de nombreuses régions d’Europe. Les parcs éoliens produisent bien moins d’électricité qu’à l’accoutumée, une situation particulièrement problématique car l’éolien constitue aujourd’hui une source importante d’approvisionnement dans plusieurs pays, notamment en Allemagne.
Yiannis Papamikrouleas, responsable des opérations de trading chez DEPA Commercial, prévient dans Bloomberg : « On peut s’attendre à des prix aussi élevés pendant plusieurs jours cette semaine ». Au-delà de cet épisode, les experts considèrent que les épisodes de prix extrêmes risquent de devenir plus fréquents à mesure que les vagues de chaleur s’intensifient sous l’effet du changement climatique.
Quel impact sur les factures des consommateurs ?
Pour les consommateurs, l’envolée des prix de gros ne se traduira pas automatiquement par une hausse immédiate des factures. La majorité des ménages français bénéficient de contrats à prix fixe ou du tarif réglementé, dont les tarifs sont calculés à partir d’achats d’électricité réalisés plusieurs mois à l’avance. Au tarif réglementé EDF en option Base 6 kilovoltampères, le kilowattheure est facturé autour de 0,1940 euro toutes taxes comprises en juin 2026, selon Selectra.
En revanche, certaines entreprises disposant de contrats indexés sur les marchés de gros peuvent subir rapidement la hausse. Le véritable risque apparaît si ces tensions persistent durant plusieurs semaines ou plusieurs mois. Dans ce cas, les fournisseurs seraient contraints d’acheter leur électricité plus cher pour les périodes futures, ce qui pourrait finir par se répercuter sur les tarifs proposés aux particuliers.
Les clients équipés d’offres dynamiques, indexées sur les prix spot horaires, sont directement exposés à ces variations. Ce mardi 23 juin, le prix de l’électricité varie de 0,1235 euro par kilowattheure à 0,3594 euro, pour une moyenne de 0,20 euro. Le point le plus bas se situe à 13 heures et le point le plus haut à 20 heures. Pour un ménage équipé d’une offre dynamique, le choix du créneau change concrètement le coût des appareils les plus gourmands.
La France face à ses voisins européens
Dans ce contexte tendu, la France se classe troisième sur onze pays européens avec un prix de gros de 136 euros par mégawattheure ce mardi. L’Espagne et le Portugal affichent le niveau le plus bas du panel, à 112 euros par mégawattheure, tandis que la Belgique ferme la marche à 185 euros. Les différences entre parcs de production et les échanges rendus possibles par les interconnexions européennes expliquent ces écarts.
Sur les 30 derniers jours, le prix moyen ressort à 0,10 euro par kilowattheure. La journée la plus douce du mois a été le 4 juin avec 0,047 euro, tandis que la plus tendue est celle du 23 juin à 0,20 euro. Le prix du jour se situe ainsi à 101,1 % au-dessus de la moyenne mensuelle. La volatilité illustre la sensibilité croissante des marchés de l’électricité aux conditions météorologiques extrêmes.
