AleaSoft Energy Forecasting, 21 août 2026. Les vagues de chaleur de cet été touchent simultanément différents systèmes électriques européens, mais par des canaux différents. Elles augmentent la demande d’électricité liée au refroidissement, limitent la disponibilité de la production et accroissent la volatilité des prix. Les épisodes enregistrés en Espagne, en France, en Italie, en Roumanie et en Hongrie montrent pourquoi l’anticipation de ces risques nécessite une vision de l’ensemble des marchés européens de l’électricité.
La chaleur extrême n’est plus une anomalie
Depuis la fin du mois de juin, l’Espagne a enregistré plusieurs épisodes de températures exceptionnellement élevées. Le mois de juin a été le deuxième plus chaud de la série historique, avec une température supérieure de 3,2 °C à la moyenne. En juillet, la température moyenne a atteint 25,7 °C, soit 2,6 °C au-dessus de la normale. Ex æquo avec juillet 2022, il s’agit du mois le plus chaud jamais enregistré en Espagne, selon les données de l’AEMET.
Les conséquences vont bien au-delà des records météorologiques. Début août, le système MoMo géré par l’Institut de santé Carlos III estimait à environ 3450 le nombre de décès attribuables aux fortes températures depuis juin, dont plus de 2000 en juillet.
Le phénomène a une dimension européenne. L’Organisation mondiale de la santé considère les vagues de chaleur de 2026 comme un risque important pour la santé publique en Europe et avertit que les épisodes extrêmes deviennent plus fréquents, plus intenses et plus longs.
Un phénomène, des effets différents selon le système électrique
La chaleur extrême met également à l’épreuve la production d’électricité, mais ses effets dépendent des caractéristiques de chaque système.
En France, la hausse de la température des eaux fluviales et, dans certains cas, la baisse des débits ont contraint plusieurs centrales nucléaires à adapter leur production au cours de l’été. Les réacteurs de Bugey, Golfech, Tricastin, Chooz et Saint-Alban ont réduit leur production ou ont été temporairement arrêtés afin de respecter les limites environnementales liées à la température de l’eau utilisée pour le refroidissement.
En Europe du Sud-Est, le problème a été particulièrement visible sur le Danube. En Roumanie, Nuclearelectrica a procédé à l’arrêt contrôlé de l’unité 2 de la centrale de Cernavodă le 13 août, en réponse à la baisse importante et continue du niveau du fleuve.
En Hongrie, la centrale nucléaire de Paks a fortement réduit sa production en raison du niveau exceptionnellement bas des eaux du Danube. Les autorités ont adopté des mesures extraordinaires pour maintenir une quantité d’eau suffisante pour le refroidissement et éviter un arrêt complet.
L’Italie illustre un autre aspect du même phénomène. Selon les données de TERNA, le gestionnaire du système italien, la demande d’électricité a atteint 32,5 TWh en juillet, le niveau le plus élevé jamais enregistré pour ce mois et 8,3 % de plus qu’en juillet 2025. Le 15 juillet, la demande a également atteint son pic annuel, à environ 58 GW. Terna a attribué une grande partie de cette hausse aux températures exceptionnellement élevées.
Plus de demande, moins de marge et des prix plus volatils
Lorsque la chaleur augmente simultanément la demande et réduit ou limite la disponibilité de certaines technologies, ses effets peuvent rapidement se transmettre aux marchés de l’électricité.
En Espagne, le prix moyen du marché day-ahead a atteint 104,75 €/MWh en juillet, soit 51 % de plus qu’en juin et 50 % de plus qu’en juillet 2025. Le 23 juillet, au plus fort de la vague de chaleur, le prix a dépassé 255 €/MWh entre 21:00 et 22:00.
Les vagues de chaleur coïncident souvent avec des épisodes de vent faible, un phénomène appelé heatflaute. Son effet est particulièrement visible en fin d’après-midi et en début de soirée, lorsque la production solaire disparaît alors que la demande de refroidissement reste élevée, ce qui amplifie la volatilité des prix intrajournaliers. L’épisode du 23 juillet en Espagne, avec un prix supérieur à 255 €/MWh entre 21:00 et 22:00, suit exactement ce schéma.
La chaleur n’a pas été le seul facteur. La hausse des prix du gaz, dans un contexte marqué par la crise dans le détroit d’Ormuz, a également contribué à l’augmentation des prix.
La pression ne s’est pas limitée au marché ibérique. Le 17 août, le prix day-ahead en France a atteint 177,35 €/MWh, son niveau le plus élevé de l’année à ce jour, tandis que l’Allemagne a enregistré 176,73 €/MWh, son troisième prix le plus élevé de 2026. L’épisode s’est produit au cours d’un été marqué par des restrictions récurrentes de la production nucléaire en France et des épisodes de faible production éolienne en Allemagne, deux facteurs qui avaient déjà fait monter les prix les jours précédents du même mois.
Ces épisodes montrent qu’une vague de chaleur peut modifier simultanément plusieurs éléments du système : la demande, la disponibilité de la production, les échanges d’énergie transfrontaliers et les prix.
La chaleur n’affecte pas tous les marchés de la même manière
Les marchés européens de l’électricité sont interconnectés, mais ils ne réagissent pas de la même façon à un épisode de températures extrêmes.
Le mix de production, la disponibilité des interconnexions, la sensibilité de la demande à la température, la production renouvelable, la disponibilité de l’eau et les restrictions environnementales déterminent la manière dont l’impact se transmet dans chaque pays.
C’est pourquoi un même épisode peut se traduire par un record de demande en Italie, des restrictions de la production nucléaire en France, en Roumanie ou en Hongrie, et de fortes variations de prix en Espagne, en France ou en Allemagne.
La heatflaute estivale et son équivalent hivernal, la dunkelflaute, deviennent un défi récurrent pour le système électrique européen : le poids des énergies renouvelables dépendantes des conditions météorologiques est déterminant lorsque les phénomènes climatiques deviennent plus extrêmes et plus difficiles à prévoir.
Pour les entreprises qui opèrent sur plusieurs marchés ou qui y sont exposées, analyser chaque pays isolément donne une vision incomplète. Les évolutions d’un marché peuvent affecter les échanges, la disponibilité de la production et les prix sur les marchés voisins.
Des prévisions pour anticiper les scénarios sur les marchés européens
Dans ce contexte, les prévisions à court et moyen terme permettent d’anticiper la manière dont les épisodes météorologiques extrêmes peuvent se répercuter sur la demande, la production renouvelable et les prix dans chaque marché.
AleaBlue, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans les prévisions à court et moyen terme, fournit des prévisions horaires de ces variables pour les principaux marchés européens de l’électricité.
L’utilisation d’un cadre analytique cohérent entre les pays permet de comparer l’évolution attendue des marchés et d’identifier où les risques et les opportunités les plus importants pourraient se concentrer. Cela est particulièrement pertinent pour les traders, les fournisseurs d’énergie, les producteurs et les grands consommateurs actifs sur plusieurs pays ou exposés à plusieurs marchés.
Anticiper face à un risque de plus en plus fréquent
La chaleur extrême n’est plus seulement un phénomène météorologique. Elle constitue également un défi pour la santé, les infrastructures et les systèmes énergétiques.
L’adaptation nécessite de renforcer les réseaux, le stockage de l’énergie, la flexibilité de la demande, les interconnexions et la résilience des installations de production, tandis que l’électrification et la décarbonation continuent de progresser.
De meilleures prévisions n’empêchent pas une vague de chaleur, mais elles permettent de mieux préparer les systèmes électriques, les entreprises et les services essentiels. Plus ces épisodes deviennent fréquents et intenses, plus il est utile d’anticiper leurs effets sur chaque marché et les interactions entre les différents systèmes électriques européens.
Source : AleaSoft Energy Forecasting