Une vague de chaleur exceptionnelle frappe l’Europe fin juin-début juillet 2025, avec des températures dépassant 40°C dans plusieurs pays. Cette canicule provoque une augmentation drastique de la demande d’électricité, poussant les prix à des niveaux records tandis que les centrales thermiques et nucléaires peinent à maintenir leur capacité de production. Paradoxalement, l’énergie solaire atteint des volumes de production historiques, contribuant à stabiliser les réseaux électriques européens.
À retenir
- La demande d’électricité augmente de 6% à 14% selon les pays européens lors de la canicule
- Les prix de l’électricité bondissent de 175% en Allemagne et 108% en France
- 7 GW de capacité nucléaire française sont hors service à cause des problèmes de refroidissement
- L’énergie solaire atteint un record de 45 TWh en juin 2025, soit 22% de plus qu’en 2024
- Les interconnexions européennes et le stockage d’énergie évitent les coupures de courant
Impact de la vague de chaleur 2025 sur les systèmes électriques européens
La canicule qui s’abat sur l’Europe entre le 28 juin et le 2 juillet 2025 révèle la vulnérabilité des systèmes électriques face aux températures extrêmes.
Augmentation de la demande et hausse des prix
L’utilisation massive de la climatisation provoque une explosion de la demande d’électricité à travers l’Europe. L’Espagne enregistre la hausse la plus importante avec 14% d’augmentation de la demande quotidienne par rapport à la semaine du 24 juin. La France suit avec 9% d’augmentation en moyenne et des pics à 12%, tandis que l’Allemagne connaît une hausse de 6% avec des pointes à 5%. La Pologne affiche une progression de 5%.
Cette demande exceptionnelle, combinée aux pannes de centrales thermiques, fait exploser les prix de l’électricité. Les tarifs moyens journaliers sont multipliés par 2 à 3 selon les pays. L’Allemagne subit la hausse la plus spectaculaire avec 175% d’augmentation entre le 24 juin et le 1er juillet, suivie par la France (108%), la Pologne (106%) et l’Espagne (15%).
Les heures de pointe du 1er juillet au soir révèlent l’ampleur de la crise : les prix dépassent 400 €/MWh en Allemagne et atteignent 470 €/MWh en Pologne. Les écarts de prix quotidiens franchissent la barre des 400 €/MWh durant les journées les plus chaudes.
Vulnérabilité des centrales thermiques et nucléaires
Les températures extrêmes mettent en évidence les limites des centrales conventionnelles. L’augmentation des températures de l’air et de l’eau complique le refroidissement des installations thermiques, entraînant des réductions de capacité forcées.
La France subit l’impact le plus sévère sur son parc nucléaire. 17 des 18 installations nucléaires françaises (sur 56 réacteurs au total) voient leur capacité réduite, certaines étant complètement arrêtées comme Golfech 1. Au total, 7 GW de capacité nucléaire sont hors service les 1er et 2 juillet, représentant jusqu’à 15% de la capacité nucléaire française.
Les autres pays européens ne sont pas épargnés. La Suisse connaît également des réductions de capacité nucléaire, tandis qu’en Pologne, les préoccupations concernant le refroidissement des centrales à charbon nécessitent des actions correctives. L’Italie subit des coupures de courant le 1er juillet, probablement dues à la surchauffe des câbles.
Au Royaume-Uni, les centrales à cycle combiné gaz perdent jusqu’à 20% de rendement, obligeant le gestionnaire de réseau NESO à réduire la production. Cette situation illustre l’inadaptation des centrales construites dans les années 1960-1970 aux hausses de température actuelles.
Le rôle crucial de l’énergie solaire
Paradoxalement, la canicule révèle le potentiel de l’énergie solaire comme solution de stabilisation. Juin 2025 établit un record absolu de production solaire dans l’Union européenne avec 45 TWh, soit une progression de 22% par rapport aux 37 TWh de juin 2024.
Pendant les jours de pic de canicule, l’énergie solaire fournit jusqu’à 50 GW en Allemagne, générant 33% à 39% de l’électricité du pays. Cette production massive contribue directement à prévenir les coupures de courant en compensant les défaillances des centrales conventionnelles.
L’Allemagne bénéficie également de 14 GW de stockage par batterie et 10 GW de stockage par pompage-turbinage, permettant de stocker l’énergie solaire pour les heures sans soleil. Cette infrastructure de stockage se révèle cruciale pour maintenir la stabilité du réseau.
Stratégies et solutions pour la résilience du réseau
Les événements de juillet 2025 accélèrent la réflexion sur l’adaptation des systèmes électriques aux changements climatiques et aux phénomènes extrêmes.
Intensification des phénomènes climatiques extrêmes
La canicule de 2025 s’inscrit dans une tendance lourde d’intensification des vagues de chaleur en Europe. L’année 2025 devrait être la deuxième année la plus chaude jamais enregistrée, après 2024. Le Portugal continental établit un nouveau record avec 46,6°C lors de cet épisode.
Les impacts économiques des événements météorologiques extrêmes sur les systèmes électriques européens sont estimés à des milliards d’euros au cours de la prochaine décennie, avec 45 milliards d’euros pour l’économie européenne en 2023.
RTE a quantifié l’impact de la climatisation sur la consommation française : 700 à 1 100 MW par degré supplémentaire. Cette estimation avait conduit à une consommation estivale maximale de 59,1 GW le 25 juillet 2019.
Solutions de flexibilité et d’interconnexion
La forte volatilité des prix électriques durant les vagues de chaleur renforce la nécessité de développer des solutions de flexibilité. Le stockage d’énergie démontre son efficacité économique en se chargeant à bas prix et se déchargeant pendant les heures de pointe coûteuses, réduisant le besoin d’importations coûteuses de combustibles fossiles.
Les interconnexions européennes jouent un rôle crucial en acheminant l’électricité là où elle est le plus nécessaire. Elles permettent de dissiper les pics de prix à mesure que la canicule se déplace à travers l’Europe, de Madrid à Varsovie en passant par Paris et Berlin.
Cette situation pousse l’Espagne et le Portugal à appeler à davantage d’interconnexion après une panne majeure début 2025. La flexibilité de la demande et les tarifs dynamiques émergent comme des solutions essentielles pour optimiser la consommation et soutenir le réseau.
Mesures proactives des opérateurs de réseau
Les gestionnaires de réseau européens développent des stratégies innovantes pour anticiper les périodes de stress. Le projet Distributed ReStart du NESO au Royaume-Uni explore comment les sources d’énergie distribuées (éolien, solaire) pourraient redémarrer le réseau après une panne, en augmentant l’adoption d’onduleurs grid-forming.
Le gestionnaire belge Elia teste la modélisation des actifs grid-forming, tandis que l’opérateur polonais PSE propose le 2 juillet un package anti-blackout ambitieux.
Ce plan comprend l’accès aux données en temps réel des sources d’énergie distribuées et des unités de stockage, le contrôle de leurs opérations en cas d’urgence, l’adoption plus large de tarifs dynamiques, et une participation accrue des unités de production au marché de l’équilibrage. Ces mesures visent à donner plus de contrôle aux opérateurs et à éliminer les risques de pannes généralisées.
