Le changement climatique en Europe rend ce qui était « autrefois exceptionnel récurrent ». Après avoir connu une série de vagues de chaleur cet été qui ont forcé une dépendance excessive aux exportations d’électricité françaises et espagnoles pour équilibrer un système européen tendu, la flexibilité est devenue une marchandise échangée à l’international !
La chaleur implacable a mis en lumière les limites du système, l’Europe occidentale « dépendant des exportations de base françaises et espagnoles… si cela cesse, l’impact serait comparable à la fermeture du détroit d’Ormuz [sur les prix du gaz] », a déclaré Clément Bouilloux, expert du marché chez Montel EnAppSys. Il faisait référence à la guerre d’Iran, qui a récemment provoqué la deuxième crise énergétique en Europe en quatre ans, les prix du gaz ayant doublé à leur apogée à cause de la fermeture effective du détroit d’Ormuz, qui a bloqué 20 % de l’approvisionnement mondial en GNL. En France, les prix de l’électricité au comptant ont presque doublé d’une année sur l’autre, atteignant en moyenne 106,69 EUR/MWh lors des journées estivales les plus chaudes entre le 15 juin et le 24 août, selon les données de Montel EQ. C’était le niveau le plus élevé pour la période depuis la crise énergétique de 2022, bien que tout de même près de 10 % inférieur à leurs équivalents allemands. Les exportations nettes moyennes de 10,5 GW entre la mi-juin et la mi-août, contre 11,1 GW il y a un an, ont également soutenu les prix français, selon les données Montel EnAppSys.
Renforcer la résilience
En ce qui concerne la résilience face aux conditions météorologiques extrêmes – qui ont conduit à l’arrêt de la capacité nucléaire française, Clément Bouilloux a souligné que la capacité croissante de batterie de 1,6 GW du pays était « loin d’être suffisante » pour remplacer la production au gaz et aurait un « impact limité » sur l’égalisation des prix de l’électricité dans un avenir proche. De plus, les centres de données stimuleraient très probablement la demande, entraînant « plus de production au gaz, moins d’exportations [et] des prix plus élevés ». « À long terme, le défi sera le respect des contraintes environnementales », ce qui pourrait entraîner de nouvelles fermetures nucléaires temporaires majeures dans le sud de la France, a-t-il ajouté. Jusqu’à 20 % de la flotte avait été fermée cet été en raison d’une législation environnementale qui oblige l’opérateur EDF à mettre hors service les usines lorsque les débits des rivières sont trop bas ou que la température de l’eau est trop élevée, l’entreprise utilisant généralement cette ressource pour le refroidissement. Cependant, EDF met en place un programme d’adaptation climatique de 9 milliards d’euros pour limiter les futures coupes nucléaires, notamment en déplaçant la maintenance estivale vers des périodes de demande plus faible et en modernisant les systèmes de refroidissement. Néanmoins, RTE stipule que 37 % des lignes aériennes nécessitaient une modernisation pour faire face à des températures plus élevées et à la hausse des flux de puissance. Joshua Margulies, responsable du marché français chez le cabinet de conseil Aurora Energy Research, s’attendait également à une hausse des prix de l’électricité estivale à l’avenir en raison d’une offre limitée, alors que les vagues de chaleur et les pics de prix « allaient vouer se répéter… à un rythme imprévisible ». Les prix devraient fluctuer « dans une fourchette variable, avec une fourchette inférieure proche des niveaux observés en 2020-25 » et une volatilité accrue des exportations, a-t-il ajouté, estimant que le marché français de l’électricité s’était montré « résilient malgré des prix très élevés ».
Crise climatique
Le changement climatique « changeait » l’équation – « ce qui était autrefois exceptionnel commence à devenir récurrent », assure Rodrigo Garcia, directeur des opérations chez le cabinet de conseil espagnol Optimize Energy. Chaque pays européen devait désormais investir plusieurs milliards d’euros pour renforcer ses systèmes électriques, adaptant les infrastructures et unités aux normes espagnoles, qui avaient été conçus en pensant à des températures opérationnelles de 35-40°C, a-t-il ajouté. La « principale leçon » que l’Espagne a offerte au reste de l’Europe a été de concevoir un système électrique pour faire face à la chaleur, à la sécheresse et à la rareté de l’eau » poursuit Rodrigo Garcia. Cependant, il mettait en garde contre la complaisance, car les vagues de chaleur sollicitaient simultanément chaque partie du système électrique. « La force d’un système n’est pas que chaque atout puisse supporter 45°C, mais qu’il puisse absorber tous ces effets d’un coup sans compromettre la sécurité de l’approvisionnement. » Par exemple, au plus fort de la chaleur entre juillet et août, la Red Electrica a activé à quatre reprises un mécanisme de réponse à la demande pour garantir un fonctionnement sécurisé du système, déconnectant la demande des grands consommateurs pour équilibrer le réseau en échange d’une compensation.
« Criticités croissantes »
Même en Italie, souvent soumise à des températures estivales extrêmes, la demande de climatisation a révélé « des critiques croissantes dans son réseau de distribution d’électricité, en particulier dans les grandes zones urbaines », a déclaré Luca Francesco Barbero, président de la communauté d’énergies renouvelables Cerquity. Francesca Andreolli, analyste énergétique chez le think tank Ecco, a souligné que « le vrai problème n’est pas la hauteur de la demande maximale, mais la durée pendant laquelle elle reste élevée. » « Ce qui comblait ce vide, c’était le solaire, la production au gaz et les importations », a-t-elle ajouté. En juillet, la production hydroélectrique a diminué de 14,9 % et l’éolien de 20,3 %, tandis que le solaire a augmenté de 20,6 %, le thermique (principalement au gaz) de 14,1 % et les importations couvrant 15,6 % de la demande, selon les données de TSO Terna. Par ailleurs, le sud-est de l’Europe a été une autre région durement touchée par les vagues de chaleur continues de 2026, avec des températures de 40°C+, des problèmes de refroidissement dans ses installations nucléaires coupant jusqu’à 50 % de la production et réduisant significativement la production hydroélectrique.
Facteur du Danube
« Le déclencheur critique a été le facteur Danube – des débits fluviaux exceptionnellement faibles et une eau de refroidissement exceptionnellement chaude ont provoqué d’importantes dégradations et des coupures nucléaires », confie l’analyste du marché de l’électricité Konstantinos Pappas. La Bulgarie, avec sa flotte de batteries de 6 GW, a de plus en plus servi de centre de flexibilité, stockant des surplus à faible coût et les relâchant lors des pics du soir, tandis que les importantes exportations de solaire et d’éolien de la Grèce ont atténué les déséquilibres. « La flexibilité est devenue une marchandise échangée à l’international » ajoute-t-il. Avec ce genre d’été qui s’annonce comme la « nouvelle normalité » comme l’ont indiqué les analystes, cette année a été un test de résistance à grande échelle pour les limites de production et de transmission en Europe du Sud-Est, mais a aussi montré comment il fonctionnait comme un système hautement interconnecté.
