Température : la France, l’un des pays les plus thermo-sensibles d’Europe
La consommation énergétique française est fortement corrélée aux températures en raison du poids du chauffage électrique. Les données du gestionnaire du réseau (RTE) (1) montrent qu’en période hivernale, une baisse de 1°C peut entraîner un surplus d’environ 2 à 2,5 GW sur le réseau national.
En France, la consommation d’électricité varie fortement avec la température : une baisse d’un degré en hiver peut entraîner une hausse de plusieurs gigawatts de puissance supplémentaire en période de pointe. À l’inverse, un printemps plus doux réduit significativement les besoins de chauffage électrique. Lors des printemps 2014, 2017 ou 2020, marqués par des températures supérieures aux normales, la consommation nationale a été sensiblement inférieure aux moyennes saisonnières, contribuant à une détente des prix sur les marchés de gros. Une demande plus faible limite mécaniquement les situations de tension.
Vent et ensoleillement : des performances plus aléatoires mais importantes
En France et en Europe, le prix de l’électricité se fixe heure par heure sur les marchés de gros.
Lorsque les dépressions s’enchaînent et que le vent souffle fort, la production éolienne augmente nettement. Cette électricité renouvelable ayant un coût marginal très faible (coût pour produire un peu plus d’électricité, une fois que la centrale est déjà construite), elle vient peser à la baisse sur les prix. Les données publiées par RTE (1) montrent ainsi que lors des épisodes très venteux, la part de l’éolien peut dépasser 20 à 30 % du mix électrique national, contribuant à détendre les cours sur le marché. Ainsi, lors du passage de la tempête Nils le 12 février, l'éolien avait atteint 20% du mix, contre 6% ce 26 février, jour de temps calme anticyclonique. De même, la part du solaire peut représenter jusqu'à 20% du mix, comme en ce 26 février 2026 où le soleil brille sur tout le pays. Inversement, lorsque l’ensoleillement est insuffisant, l’équilibre se tend rapidement.
De même, un anticyclone installé durablement rime souvent avec vents faibles. La production éolienne chute alors fortement, parfois divisée par deux ou trois en quelques jours. Si cette situation coïncide avec une forte demande – vague de froid hivernale ou épisode de chaleur avec climatisation – les prix peuvent grimper rapidement. Les périodes de blocage atmosphérique en Europe occidentale sont ainsi régulièrement associées à des tensions sur le réseau électrique, faute d’apport suffisant des renouvelables variables.
À cet égard, l’épisode du 4 avril 2022 (2) en est une illustration majeure : dans un contexte de faible production renouvelable, de disponibilité nucléaire réduite et de tensions sur le gaz, et en présence d’une vague de froid tardive (températures 5°C sous les normales), les prix de l’électricité ont atteint des niveaux extrêmes sur certaines heures, dépassant 2 700 €/MWh. Cet événement a conduit à relever le plafond du marché journalier européen à 4 000 €/MWh, forçant RTE à activer le signal EcoWatt orange pour inciter à la réduction volontaire de la consommation. Il montre clairement que les conditions météo, combinées à une forte demande, peuvent déclencher des pics spectaculaires.
Précipitations (neige et pluie) : un enjeu plus discret mais stratégique
La pluie et l’enneigement jouent aussi un rôle clé. Les barrages hydrauliques constituent une réserve d’électricité modulable précieuse. L'hydroélectricité est la deuxième source de production en France, représentant environ 14% de l'électricité totale produite. Sa performance est une fonction directe de la pluviométrie et de l'enneigement. En cas de sécheresse prolongée, les niveaux des réservoirs baissent et la capacité de production diminue, réduisant une source flexible capable d’amortir les pics de demande. L’été 2018 en Europe, marqué par un déficit pluviométrique et des températures élevées, avait ainsi entraîné une baisse notable de la production hydraulique dans plusieurs pays, contribuant à des prix de marché plus élevés.
Le nucléaire : un rôle clé pour s'affranchir partiellement des aléas météorologiques
En France, environ 70 à 75 % de la production annuelle provient du nucléaire, ce qui amortit partiellement les aléas météo. Néanmoins, le système est interconnecté au marché européen : les variations de vent en Allemagne, d’hydraulique en Scandinavie ou de demande liée à la température en Europe centrale influencent aussi les prix. Dans un contexte de transition énergétique, la météo reste donc un facteur déterminant pour comprendre l’évolution des coûts de l’électricité, même dans un pays à forte base nucléaire.
Vers un printemps favorable à des prix de l'énergie raisonnables cette année
Selon nos prévisions saisonnières, le printemps devrait rester globalement proche des normales en précipitations, avec une douceur modérée et une alternance de périodes ensoleillées et de passages perturbés. Ce contexte, sans excès thermique ni blocage anticyclonique durable, serait plutôt favorable au système électrique : une demande de chauffage en baisse, une production solaire en hausse avec l’allongement des journées, et un maintien correct de l’hydraulique grâce aux réserves rechargées cet hiver. Autant d’éléments susceptibles de limiter les tensions sur les marchés de gros et de contenir les coûts de l’énergie en France.
Références
(1) RTE ( https://www.rte-france.com/donnees-publications/eco2mix-donnees-temps-reel/production-electricite-par-filiere)
(2) Que s'est-il passé le 4 avril 2022 ? (https://www.greenunivers.com)
