Les prix de l'électricité en Europe s'envolent : le Dunkelflaute réduit l'éolien et le solaire

Qu'est-ce que le Dunkelflaute ?

Le mot allemand associe Dunkel, qui signifie sombre, et Flaute, une accalmie du vent. Il désigne les périodes où les éoliennes et les panneaux solaires produisent simultanément une quantité d'électricité inhabituellement faible.

Le phénomène survient généralement entre octobre et février, lorsque les jours plus courts limitent la production solaire. Des systèmes anticycloniques persistants peuvent également apporter une couverture nuageuse épaisse et des vents faibles sur de vastes régions du nord et du centre de l'Europe.

Lorsque ces conditions touchent plusieurs pays à la fois, l'Allemagne dispose de moins d'options pour importer de l'électricité de remplacement. Les marchés voisins peuvent connaître le même déficit, tandis que le temps plus froid accroît la demande d'éclairage et de chauffage.

L'expansion rapide du solaire en Europe a rendu ce contraste saisonnier plus visible. Le solaire représentait 25,4 % de la production électrique de l'UE en juin 2026, selon des chiffres cités par Euronews. En octobre, sa part était tombée à 13,2 %.

Les panneaux solaires peuvent fonctionner efficacement à basse température, mais des jours plus courts et une couverture nuageuse persistante limitent leur production.

Un propriétaire britannique interrogé par Euronews dispose de 12 panneaux sur son toit et d'une batterie domestique. Le 5 novembre, l'installation n'a produit que 2,4 kilowattheures d'électricité, contraignant le foyer à acheter 20,6 kilowattheures supplémentaires au réseau.

La batterie a permis d'utiliser pendant la journée l'électricité achetée à des tarifs nocturnes moins élevés. Elle n'a pas pu compenser plusieurs jours consécutifs de faible production solaire.

Les réseaux électriques nationaux sont confrontés au même problème à une échelle bien plus grande. Les gestionnaires doivent remplacer la production renouvelable manquante par de l'hydroélectricité, de l'électricité nucléaire, des centrales conventionnelles, des importations ou de l'énergie stockée.

La plupart des batteries installées aujourd'hui peuvent fournir de l'électricité pendant plusieurs heures. Un Dunkelflaute prolongé nécessite une production de secours ou des réserves d'énergie bien plus importantes pour maintenir l'approvisionnement jusqu'au retour de la production éolienne et solaire.

Des prix en dents de scie à travers l'Europe

La configuration météorologique de la fin octobre a produit certains des prix de gros de l'électricité les plus extrêmes observés en Allemagne depuis des années.

Lors du pic du soir du 29 octobre, les prix horaires ont dépassé 500 €/MWh, atteignant environ 574 €/MWh.

Le choc s'est propagé à l'Europe du Sud. Le 30 octobre, l'Espagne et le Portugal ont enregistré leurs prix de gros journaliers les plus élevés depuis avril 2022, à environ 245 €/MWh et 249 €/MWh respectivement.

Selon GMK Center, le prix de gros moyen de l'électricité en Allemagne a augmenté de 16,6 % en octobre pour atteindre 169,5 €/MWh. La France a enregistré une hausse de 15,8 % à 165,9 €/MWh, tandis que l'Italie restait parmi les marchés les plus chers du continent, avec une moyenne de 230,7 €/MWh.

Les prix ont continué de fluctuer durant la première semaine de novembre. En France, les prix de l'électricité du jour suivant ont approché 279 €/MWh le 6 novembre avant de retomber à 242 €/MWh le dimanche 8 novembre.

L'Allemagne, la Belgique et les Pays-Bas ont également enregistré des moyennes journalières d'environ 242 €/MWh le 8 novembre. L'Italie s'établissait à 243 €/MWh, contre environ 200 €/MWh en Espagne et au Portugal.

Les écarts entre les différents marchés étaient frappants. Le prix de gros moyen en Finlande était inférieur à 10 €/MWh ce dimanche-là, tandis que celui de la Lituanie approchait 294 €/MWh.

Cet écart reflète des différences de production électrique, d'importations disponibles et de capacité de transport. La production hydroélectrique et nucléaire peut aider à compenser la faiblesse de la production renouvelable, bien que leur disponibilité varie considérablement d'un pays à l'autre.

Il s'agit de prix de gros du jour suivant, et non des tarifs payés directement par les ménages. Les consommateurs sous contrat à prix fixe sont généralement protégés des fluctuations immédiates du marché. Les clients industriels dont les coûts d'électricité suivent les marchés de gros peuvent subir des hausses bien plus rapides.

Pour ces entreprises, le prix du gaz naturel est devenu particulièrement important.

Le gaz renchérit le déficit

Dans le cadre du système européen de tarification marginale de l'électricité, le prix de gros est généralement déterminé par l'unité de production la plus chère retenue pour répondre à la demande.

Pendant un Dunkelflaute, les centrales à gaz comblent souvent le déficit laissé par l'éolien et le solaire. Lorsque le gaz devient plus cher, les prix de l'électricité peuvent fortement augmenter, même dans les pays produisant d'importantes quantités d'électricité renouvelable ou nucléaire moins coûteuse.

Le cabinet de conseil en énergie Kpler estime que le gaz fixera les prix marginaux de l'électricité pendant plus de 70 % des heures de trading hivernales en Allemagne. La Grande-Bretagne, la Belgique et les Pays-Bas présentent une exposition tout aussi élevée, tandis que la proportion dépasse 95 % en Italie.

Les prix du gaz européen ont nettement augmenté depuis que le conflit impliquant l'Iran a perturbé les livraisons d'énergie en provenance du golfe Persique plus tôt cette année.

Le 28 octobre, les contrats à terme néerlandais TTF, référence européenne, ont clôturé au-dessus de 100 €/MWh pour la première fois depuis la crise énergétique de 2022. Les perturbations du transport maritime dans le détroit d'Ormuz ont limité les exportations de gaz naturel liquéfié du Qatar, l'un des plus grands fournisseurs mondiaux.

Le marché s'est ensuite détendu. Le contrat à terme TTF de décembre a clôturé à environ 85,59 €/MWh le vendredi 6 novembre, toujours bien au-dessus des niveaux d'avant le conflit.

L'Europe entame la saison de chauffage avec moins de gaz en stock que d'habitude. Selon Gas Infrastructure Europe, les installations de stockage souterrain de l'UE étaient remplies à 74,62 % le 1er novembre. Les réserves de l'Allemagne n'atteignaient que 61,03 %, leur niveau le plus bas jamais enregistré pour un début novembre.

Patrick Pouyanné, directeur général de TotalEnergies, a déclaré le 2 novembre qu'il ne s'attendait pas à une pénurie de gaz pure et simple cet hiver. Il a toutefois averti que les acheteurs européens devraient payer davantage pour sécuriser des approvisionnements suffisants.

Patrick Pouyanné a critiqué l'assouplissement des exigences européennes en matière de stockage, estimant que cette décision avait rendu le continent plus exposé à la concurrence internationale pour le GNL.

"We will pay more than others," a-t-il déclaré aux journalistes.

Les consommateurs industriels réagissent déjà à la hausse des coûts.

Le directeur financier du groupe énergétique français Engie, Pierre-François Riolacci, a déclaré le 5 novembre que la demande de gaz s'était affaiblie parmi les grands clients au troisième trimestre. Il s'attend à ce que des prix plus élevés réduisent encore la consommation européenne pendant l'hiver.

Les fabricants de produits chimiques, d'engrais et d'acier sont particulièrement vulnérables, car le carburant et l'électricité représentent une part substantielle de leurs coûts de production. Certaines entreprises peuvent réduire leur production lorsque les prix de l'énergie deviennent non rentables, accentuant la pression sur des industries déjà fragilisées par une demande faible.

Une baisse de la consommation industrielle peut contribuer à atténuer la pression sur les approvisionnements en gaz, mais elle a un coût économique.

Les prix vont-ils encore augmenter cet hiver ?

La récente flambée a fortement fait grimper les contrats à terme sur l'électricité, mais les analystes énergétiques envisagent plusieurs issues possibles pour les mois à venir.

Dans une évaluation publiée le 29 octobre, Kpler suggérait que les marchés intégraient peut-être déjà un hiver exceptionnellement difficile. Les contrats d'électricité français et allemands pour le premier trimestre 2027 avaient environ doublé ces derniers mois, les contrats français s'échangeant autour de 190 €/MWh.

Kpler estime que ces prix pourraient baisser si les températures hivernales restent relativement douces, réduisant la demande de chauffage et la quantité de gaz nécessaire à la production d'électricité.

Les premières indications saisonnières du Centre européen pour les prévisions météorologiques à moyen terme allaient dans le sens de températures supérieures à la moyenne sur une grande partie de l'Europe continentale au premier trimestre 2027.

Dans des conditions météorologiques moyennes, Kpler estime que la demande française d'électricité pourrait augmenter de 5,5 % sur un an. Un scénario plus chaud réduirait cette croissance à seulement 0,3 %.

La production nucléaire française pourrait apporter un soulagement supplémentaire. Plusieurs réacteurs devraient revenir après des arrêts pour maintenance et rechargement, améliorant la disponibilité de l'électricité au premier trimestre.

L'hydroélectricité présente un tableau moins favorable.

Les réservoirs nordiques étaient inférieurs d'environ 10 térawattheures à leur moyenne décennale à la fin octobre. De faibles niveaux d'eau dans certaines régions de Norvège et des Alpes pourraient limiter la production précisément au moment où les marchés européens ont besoin d'alternatives à l'électricité coûteuse produite au gaz.

Goldman Sachs Research a également esquissé des scénarios très différents pour les prix du gaz.

Ses analystes ont averti que les prix pourraient dépasser 100 €/MWh au plus fort de l'hiver si les exportations de GNL du golfe Persique restaient gravement limitées. Une reprise substantielle des livraisons via le détroit d'Ormuz pourrait au contraire ramener les prix vers 50 €/MWh.

Les deux estimations dépendent de l'évolution de la situation au Moyen-Orient et de la capacité des acheteurs européens à sécuriser des approvisionnements supplémentaires en GNL.

La production éolienne sera un autre facteur décisif.

Kpler estime qu'une production éolienne allemande supérieure de 10 % à la moyenne au premier trimestre 2027 pourrait remplacer environ 3 térawattheures d'électricité produite au gaz. Une longue période de vents faibles pousserait au contraire la demande de production conventionnelle, accentuant la pression sur des réserves de gaz déjà exceptionnellement basses.