Le prix de l’électricité, le contrat mensuel français pour livraison en septembre a atteint 130,74 €/MWh lundi 31 août, son niveau le plus élevé depuis près de trois ans. Cette brusque tension résulte de la prolongation d’indisponibilités nucléaires liées aux fortes chaleurs, notamment à Chooz, mais également de la nouvelle envolée des prix du gaz.
Le marché français de l’électricité termine l’été sous forte tension. Selon Montel, le contrat de gros pour livraison en septembre a atteint lundi 130,74 €/MWh. Il s’agit de son niveau le plus élevé, à échéance comparable, depuis près de trois ans.
Le contrat aurait gagné 11,41 €/MWh au cours de la séance. Cette progression ne correspond pas au prix directement facturé aux consommateurs, mais traduit les anticipations des acteurs du marché concernant l’équilibre entre l’offre et la demande durant le mois à venir.
Les indisponibilités nucléaires alimentent les inquiétudes
La hausse est d’abord liée à la prolongation de plusieurs indisponibilités au sein du parc nucléaire français, en particulier à la centrale de Chooz, dans les Ardennes. Ses deux réacteurs disposent chacun d’une puissance d’environ 1,5 GW.
Les centrales nucléaires implantées au bord des fleuves doivent respecter des limites portant sur la température des rejets et le débit des cours d’eau. En période de canicule et de sécheresse, EDF peut ainsi être contraint de réduire leur puissance ou de les arrêter temporairement afin de préserver les milieux aquatiques.
Ces restrictions ne traduisent pas un problème de sûreté nucléaire, mais une contrainte environnementale et opérationnelle. Leur multiplication réduit néanmoins la quantité d’électricité disponible et introduit une prime de risque sur les marchés à terme.
À la mi-août, les limitations liées à la chaleur pouvaient retrancher jusqu’à 9,4 GW de puissance nucléaire aux heures les plus tendues, soit environ 15 % du parc français. Six réacteurs étaient alors susceptibles d’être totalement arrêtés. Le prix de l’électricité pour livraison le lendemain avait atteint 154,50 €/MWh, selon les données rapportées par Reuters.
Le gaz amplifie le mouvement
La flambée du contrat français s’explique également par la hausse du prix du gaz. Sur le marché européen, les centrales à gaz sont souvent appelées pour satisfaire les derniers besoins et assurer l’équilibre du réseau. Leur coût de fonctionnement peut donc déterminer le prix marginal de l’électricité lorsque les moyens de production moins coûteux ne suffisent plus.
La combinaison d’une disponibilité nucléaire réduite et d’un gaz plus cher exerce ainsi un double effet sur les cours : elle diminue l’offre électrique française tout en renchérissant les moyens thermiques mobilisables en remplacement.
La France reste globalement exportatrice d’électricité, mais ses capacités d’exportation se réduisent lors des épisodes de forte chaleur. Les pays voisins doivent alors davantage solliciter leurs centrales à gaz ou à charbon, ce qui contribue à diffuser la tension sur l’ensemble du marché européen.
Les canicules déplacent le risque vers l’été
La situation observée en 2026 confirme une évolution de la saisonnalité du marché électrique. Historiquement, les périodes les plus sensibles étaient surtout concentrées en hiver, lorsque la consommation française augmentait sous l’effet du chauffage électrique. Désormais, les canicules peuvent simultanément accroître les besoins de climatisation, réduire la production nucléaire et hydroélectrique et affaiblir l’éolien en raison de vents faibles.
À la fin juillet, les contrats français pour août et septembre avaient déjà presque doublé par rapport à la fin juin. Une part de cette hausse reflétait l’augmentation du prix du gaz, mais aussi une prime de risque météorologique intégrant la possibilité d’une chaleur persistante.
Cette nouvelle vulnérabilité renforce l’intérêt des moyens de production moins dépendants de l’eau. Le photovoltaïque fournit précisément son maximum d’électricité pendant les journées estivales les plus ensoleillées, même si son rendement diminue légèrement avec la température. Associé au stockage et à la gestion de la demande, il peut contribuer à couvrir les pointes de consommation de l’après-midi et à reporter une partie de la production vers le début de soirée.
L’envolée du contrat de septembre constitue donc un nouveau signal : l’adaptation du système électrique aux canicules passera autant par la résilience des installations existantes que par le développement du solaire, du stockage et des flexibilités.
