Le jeudi 29 octobre 2026, les marchés de gros de l’électricité ont enregistré une nouvelle poussée de prix en Europe occidentale. La moyenne journalière a atteint environ 315 euros par mégawattheure (MWh) en Allemagne et 266,72 euros en France. Quelques jours auparavant, le dimanche 25 octobre, ces mêmes marchés affichaient respectivement des moyennes proches de 13 et 25 euros. L’écart illustre la rapidité avec laquelle l’équilibre entre production disponible, météo et demande peut modifier le coût de l’électricité achetée pour le lendemain.
En Allemagne, la baisse simultanée du vent et de l’ensoleillement a réduit l’apport des renouvelables variables, obligeant le système à solliciter davantage d’autres centrales et les échanges transfrontaliers. Le phénomène, appelé Dunkelflaute outre-Rhin, survient alors que le gaz européen est particulièrement cher. Les chiffres du marché allemand sont accessibles sur la plateforme officielle SMARD du régulateur fédéral, tandis que les séries françaises issues d’Energy-Charts font apparaître la hausse des prix en France.
En Allemagne, moins de vent et des centrales d’appoint plus coûteuses
La situation météorologique a brutalement changé après un week-end marqué par une production renouvelable abondante. Une zone de hautes pressions s’est installée sur l’Europe centrale, avec peu de vent et un ciel souvent couvert. Selon les informations de Bloomberg reprises le 29 octobre par la Berliner Zeitung, la production éolienne allemande pourrait rester inférieure à sept gigawatts en moyenne quotidienne pendant plusieurs jours, bien en deçà de son niveau habituel.
Le marché allemand a ainsi payé en moyenne près de 315 €/MWh pour l’électricité livrée le 29 octobre, avec des pointes horaires dépassant 500 €/MWh. Ces niveaux reflètent le recours accru aux moyens de production pilotables, notamment au gaz, dont le combustible s’est renchéri. Dans le système européen de fixation des prix, le coût de la dernière centrale nécessaire pour satisfaire la demande joue souvent un rôle déterminant : lorsqu’une centrale au gaz coûteuse est appelée, le prix de gros peut augmenter pour l’ensemble des volumes échangés à cette heure.
Cette tension intervient alors que le prix du gaz de référence européen a franchi le seuil de 100 €/MWh en séance, sur fond de perturbations des approvisionnements internationaux. Les deux facteurs se renforcent : moins de vent augmente les besoins de production thermique au moment où celle-ci coûte davantage.
Pourquoi le marché français suit lui aussi cette tension
La France a connu le même jour un prix moyen de gros de 266,72 €/MWh, contre 161,53 €/MWh le 27 octobre et 25,34 €/MWh le 25 octobre, selon les données quotidiennes reprises d’Energy-Charts. Le niveau français est resté inférieur à celui de l’Allemagne, mais la hausse simultanée montre que les tensions ne s’arrêtent pas aux frontières.
Les marchés électriques européens sont reliés par des interconnexions qui permettent d’acheter et de vendre de l’électricité entre pays. RTE rappelle que ces échanges servent à optimiser l’utilisation des moyens de production et à sécuriser l’alimentation lorsque les besoins diffèrent d’un réseau à l’autre. Les prix français dépendent également de la disponibilité du parc nucléaire et hydraulique, de la consommation intérieure, des échanges avec les autres voisins et du coût des combustibles. La seule faiblesse du vent allemand ne suffit donc pas à expliquer le niveau français.
Un signal pour les contrats d’électricité et la flexibilité du réseau
Ces chiffres sont des prix de gros, hors taxes et coûts de réseau. Ils concernent les achats d’électricité sur le marché journalier et peuvent affecter rapidement les consommateurs disposant d’offres dynamiques ou certaines entreprises exposées aux cours de marché. Les ménages sous contrat fixe ou au tarif réglementé suivent d’autres modalités de fixation des prix, avec des effets éventuels plus différés.
L’épisode souligne surtout la valeur de la flexibilité : stockage, pilotage de la consommation, capacités de production mobilisables et échanges entre pays. Une électricité abondante le dimanche peut devenir chère quelques jours plus tard lorsque les conditions météorologiques changent. Pour les acteurs français, l’enjeu est de pouvoir utiliser davantage les périodes de production bon marché tout en limitant le recours aux moyens les plus coûteux pendant les pointes.
