AleaSoft Energy Forecasting, 22 juillet 2026. Les températures élevées, le risque géopolitique dans le détroit d’Ormuz, les faibles niveaux de gaz stocké et les arrêts de centrales liés à la chaleur dessinent un été exigeant pour les marchés électriques européens. Dans ce contexte, les prix élevés et la volatilité du marché remettent au premier plan la nécessité de stratégies de couverture des risques bien conçues, appuyées sur des prévisions fiables des prix du marché électrique.
Un été qui met sous tension l’offre et la demande
Les vagues de chaleur affectent l’équilibre du système électrique. D’une part, elles augmentent la demande d’électricité en raison de l’utilisation des systèmes de climatisation, de réfrigération et de ventilation. D’autre part, elles peuvent réduire la disponibilité de certaines technologies de production et limiter la capacité des réseaux électriques et d’autres équipements.
La troisième semaine de juillet a clairement montré cette pression. Les prix moyens hebdomadaires ont dépassé €110/MWh sur la plupart des principaux marchés électriques européens. Le marché italien a atteint la moyenne la plus élevée, au-dessus de €160/MWh, tandis que le prix journalier du marché ibérique a dépassé €138/MWh le 15 juillet.
Ces niveaux n’ont pas résulté d’un seul facteur. Une production photovoltaïque plus faible sur plusieurs marchés, une baisse de la production éolienne dans certains pays, une demande en hausse et un gaz plus cher ont coïncidé au cours de la semaine. Cette accumulation de facteurs rend les épisodes de prix élevés difficiles à gérer sans outils de prévision et de contrôle des risques.
Ormuz : un risque lointain à l’impact immédiat sur l’Europe
Le détroit d’Ormuz montre une nouvelle fois que la géopolitique de l’énergie a des effets directs sur la facture d’électricité européenne. Cette route achemine une part essentielle du commerce mondial de pétrole et environ un cinquième du commerce mondial de gaz naturel liquéfié, provenant en grande partie du Qatar.
Les restrictions de trafic, les attaques contre des navires ou la possibilité d’une interruption prolongée introduisent une prime de risque dans les prix du Brent et les prix du gaz. Pour l’Europe, cette situation est particulièrement pertinente car le gaz naturel reste la technologie marginale à de nombreuses heures et exerce donc une influence décisive sur la formation des prix du marché électrique.
Le marché n’a pas besoin d’attendre une interruption effective pour réagir. Une probabilité accrue de problèmes d’approvisionnement suffit à faire monter les contrats à terme, à renchérir le coût du GNL et à intensifier la concurrence entre l’Europe et l’Asie pour les cargaisons disponibles. Lors d’un été chaud, cette pression est amplifiée car la consommation d’électricité augmente et, avec elle, le besoin de production à partir de gaz aux heures de plus faible production renouvelable.
Les possibles arrêts liés à la chaleur ajoutent une pression supplémentaire
Les températures extrêmes peuvent également affecter l’offre. Certaines centrales nucléaires et thermiques ont besoin de grandes quantités d’eau pour le refroidissement. Lorsque la température des cours d’eau est élevée, les restrictions environnementales peuvent contraindre les exploitants à réduire la production ou à arrêter temporairement des unités afin d’éviter un impact excessif sur les écosystèmes.
Ces contraintes se sont déjà matérialisées en France lors des récents épisodes de chaleur, avec plusieurs réacteurs nucléaires arrêtés ou fonctionnant à puissance réduite. Même lorsque les réductions sont d’ampleur limitée, leur impact peut être significatif lorsqu’elles coïncident avec une demande élevée, une production éolienne ou solaire plus faible et des prix du gaz élevés.
Le risque ne se limite pas aux centrales. La chaleur extrême peut également réduire la productivité industrielle, perturber les plannings, augmenter la consommation liée au refroidissement et accroître la probabilité d’incidents sur les équipements et les infrastructures. Pour les grands consommateurs, l’été devient ainsi un test de résistance opérationnel et financier.
La couverture pour protéger les marges
Face à ce scénario, se contenter d’attendre que les prix baissent n’est pas une stratégie. Ne pas se couvrir est aussi une décision de marché, car cela revient à accepter la pleine volatilité du prix spot.
Les stratégies de couverture recourant aux contrats à terme, aux contrats à prix fixe, aux PPA ou aux structures avec tunnels et planchers permettent aux entreprises de réduire leur exposition, de stabiliser les coûts de l’électricité et de protéger leurs marges commerciales. Toutefois, une couverture adéquate ne consiste pas à figer l’ensemble de la consommation au même prix et à un seul moment. Elle doit tenir compte du profil horaire, de la saisonnalité, de la flexibilité de la demande, de l’autoconsommation d’électricité, du stockage d’énergie et de la tolérance au risque de chaque entreprise.
La contractualisation par couches et sur différents horizons offre généralement une protection plus robuste qu’une décision unique. Il est également essentiel d’éviter une couverture concentrée uniquement sur le produit solaire. Pour de nombreuses industries, le risque le plus élevé se situe aux heures de l’après-midi et du soir, lorsque la production photovoltaïque diminue et que les prix peuvent augmenter rapidement.
La prévision et la couverture comme partie intégrante de la stratégie industrielle
L’été actuel rappelle que l’incertitude ne peut être éliminée, mais qu’elle peut être mesurée et gérée. Sur des marchés caractérisés par des prix élevés et des risques simultanés tels que la chaleur, les perturbations du trafic dans le détroit d’Ormuz ou les restrictions de production, la prévision et les stratégies de couverture cessent d’être des outils complémentaires pour devenir partie intégrante de la stratégie industrielle des fournisseurs, des entreprises de services publics, des producteurs et des grands consommateurs.
Les prévisions d’AleaBlue et d’AleaGreen pour décider avec du recul
AleaSoft Energy Forecasting met à la disposition du secteur de l’énergie des prévisions bancables qui soutiennent aussi bien les décisions opérationnelles que l’investissement et le financement de projets.
AleaBlue, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans les prévisions à court et moyen terme, propose des prévisions horaires avec un horizon allant jusqu’à trois ans, permettant d’analyser des scénarios de prix, d’identifier des fenêtres de couverture et d’évaluer le risque associé aux différentes stratégies d’achat. Cette vision est particulièrement utile dans les périodes où l’incertitude météorologique, la volatilité du gaz et les risques géopolitiques coïncident.
Pour les décisions d’investissement et de financement, AleaGreen, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans les prévisions à long terme, fournit des courbes bancables de prévision des prix du marché électrique, des bandes de confiance et des scénarios probabilistes. Ces prévisions permettent la valorisation de projets renouvelables, de batteries, de systèmes hybrides, d’autoconsommation et de contrats PPA à partir d’hypothèses cohérentes sur les prix, la volatilité et les prix capturés.
Source : AleaSoft Energy Forecasting
