La canicule européenne fait bondir la demande électrique de 14 %
Une chaleur record fin juin-début juillet a gonflé la consommation et les prix de l’électricité, tandis qu’une production solaire sans précédent a évité les coupures, selon Ember le 4 juillet.
| Secteurs | Énergie Solaire, Énergie Nucléaire, Enjeux Énergétiques, Photovoltaïque, Fission |
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| Thèmes | Marchés & Finance, Prix |
| Sociétés | Ember |
| Pays | France |
La vague de chaleur qui a traversé l’Europe entre fin juin et début juillet 2025 a fait grimper la demande quotidienne d’électricité jusqu’à quatorze % en Espagne, indique le groupe de réflexion Ember le 4 juillet. Les températures maximales ont dépassé quarante degrés dans plusieurs régions, stimulant massivement l’usage de la climatisation. En Allemagne et en France, la consommation a progressé respectivement de six % et neuf % par rapport à la semaine précédente. Les opérateurs de réseau n’ont toutefois signalé aucune panne majeure.
Demande et température en hausse
Entre le 28 juin et le 2 juillet, les températures moyennes journalières ont atteint trente-cinq degrés en Allemagne et en Espagne, et trente-quatre degrés en France. Ces niveaux constituent des records précoces, selon les services météorologiques nationaux. Le pic de charge est intervenu en fin d’après-midi, quand locaux commerciaux et logements sollicitaient fortement les systèmes de refroidissement. Les interconnexions transfrontalières ont acheminé l’électricité vers les zones les plus tendues.
Les réseaux néerlandais, belge et italien ont exporté vers la France lorsque la demande y culminait, réduisant les prix de pointe. En sens inverse, l’Allemagne a soutenu la Pologne le premier juillet, limitant une flambée tarifaire plus large. Les gestionnaires européens considèrent ces flux comme essentiels pour absorber les chocs climatiques. Ils notent que la coordination opérateurs-opérateurs a fonctionné sans incident notoire pendant l’épisode.
Production solaire record
Juin 2025 a livré la plus forte production photovoltaïque jamais enregistrée dans l’Union européenne, en hausse de vingt-deux % sur un an, précise Ember. En Allemagne, la puissance solaire a culminé à cinquante gigawatts durant les heures les plus chaudes, réduisant les achats de pointe sur le marché de gros. Après le coucher du soleil, l’offre excédentaire s’est évanouie, exposant les consommateurs à une forte volatilité. Les contrats journaliers ont alors doublé, et même triplé en Pologne où le mégawatt-heure s’est négocié à €470 ($508) le premier juillet.
Les marchés français et allemand ont vu des pointes proches de €400 ($432) ce même soir. En Espagne, où l’hydroélectricité restait disponible, le bond tarifaire est demeuré contenu à quinze %. Les opérateurs soulignent que les stocks d’eau encore élevés au début de l’été ont amorti la hausse. Ils préviennent toutefois que cette marge de sécurité pourrait diminuer avec des sécheresses répétées.
Centrales thermiques sous contrainte
La chaleur a réduit la capacité de refroidissement de plusieurs centrales nucléaires françaises ; dix-sept des dix-huit sites ont abaissé leur puissance, certains interrompant totalement la production. Des unités au charbon et au gaz allemandes ont également ralenti pour respecter les seuils de température des cours d’eau. Ces limitations ont accru la dépendance aux importations régionales lors des pointes vespérales. Les observateurs notent que cette situation pourrait se reproduire plus fréquemment à mesure que les étés deviennent plus chauds.
Les exploitants nucléaires envisagent d’adapter leurs systèmes de refroidissement ou d’augmenter les stocks d’eau douce pour les périodes critiques. Les exploitants fossiles testent, eux, des tours aéroréfrigérantes additionnelles. Selon Ember, ces investissements pèsent sur les coûts fixes des producteurs mais restent moins onéreux qu’une indisponibilité prolongée. Les premiers retours d’expérience sont attendus avant la fin de l’année.
Appels à davantage de flexibilité
« Les systèmes électriques doivent accélérer le déploiement du stockage et de la gestion de la demande pour rester fiables sous un climat plus chaud », a déclaré Pawel Czyzak, directeur du programme Europe chez Ember. L’organisme voit un fort potentiel dans les onduleurs à formation de réseau capables de redémarrer localement après incident. De nouveaux mécanismes de marché rémunérant ces services pourraient, selon lui, réduire la volatilité tarifaire. Plusieurs gestionnaires de réseau prévoient des tests de capacité supplémentaires avant la prochaine saison estivale.
