Nucléaire, canicules, consommation : ce que RTE retient de l’été 2026
Trois vagues de chaleur, une sécheresse persistante, jusqu’à quinze réacteurs simultanément affectés et une production hydraulique au plus bas : l’été 2026 avait tout d’un test grandeur nature pour le système électrique français. Pourtant, celui-ci n’a jamais été mis en difficulté. Dans une première analyse publiée en septembre, RTE décrit un système toujours largement excédentaire, mais dont le fonctionnement évolue sous l’effet du changement climatique.
Malgré des vagues de chaleur exceptionnelles par leur précocité, leur intensité et leur durée, ainsi qu’une sécheresse persistante, le système électrique français a traversé l’été sans difficulté d’approvisionnement. La forte capacité de production bas carbone par rapport à la demande a permis d’absorber les aléas qui ont simultanément touché le nucléaire, l’hydraulique, l’éolien et le réseau. Dans son rapport, RTE tire six premiers enseignements de cet été hors norme.
- Le système électrique n’a jamais manqué de marges
C’est la principale conclusion de RTE : les canicules n’ont pas mis en difficulté l’approvisionnement électrique national. Même au plus fort des contraintes rencontrées par les moyens de production, la France disposait encore de capacités mobilisables.
Cette situation contraste avec celle de 2022, marquée par une disponibilité historiquement faible du parc nucléaire, une production hydraulique réduite et l’envolée des prix du gaz. Depuis, le redressement de la production nucléaire et le développement des renouvelables ont nettement accru les marges du système.
Thomas Veyrenc, DG de RTE, dans un commentaire publié sur LinkedIn évoque une « situation structurelle d’abondance de production » ayant joué un rôle protecteur. Les effets de la canicule et de la sécheresse avaient, pour l’essentiel, été correctement intégrés dans les prévisions de RTE. Seul l’afflux massif de méduses ayant affecté la centrale de Gravelines est resté difficile à anticiper.
- Le nucléaire affecté, mais sa production a résisté
Les contraintes climatiques sur le parc nucléaire ont atteint un niveau inédit. Le 17 août, entre 3 heures et 10 heures, les indisponibilités liées à la chaleur, à la sécheresse et aux méduses ont culminé à 13,4 GW. Quinze réacteurs répartis sur huit centrales étaient alors simultanément concernés.
RTE évalue à un maximum d’environ 10 TWh l’écart entre le potentiel théorique de production et la production effective pendant ces périodes. Cette estimation inclut toutefois des arrêts qui auraient peut-être eu lieu même en l’absence d’aléas climatiques. Le niveau dépasse largement les précédents records : 6 TWh en 2003 et 3 TWh en 2020.
Pour autant, la production nucléaire ne s’est pas effondrée. Elle a atteint 83,7 TWh entre juin et août, contre 83,5 TWh en 2024 et 84,4 TWh en 2025. Le nucléaire a représenté environ 67 % de la production électrique française et l’équivalent de 84 % de la consommation sur la période.
Cette apparente contradiction s’explique par la très bonne disponibilité du parc en dehors des vagues de chaleur. Les fortes indisponibilités ponctuelles ont ainsi été compensées par un niveau de production élevé le reste du temps.
- L’éolien a manqué de souffle, le solaire a résisté à la chaleur
Les renouvelables ont livré un bilan contrasté. La production éolienne a atteint 8,9 TWh, contre 8 TWh en 2025 et 6,7 TWh en 2024. Cette progression tient cependant en partie à l’augmentation des capacités installées.
Sur l’ensemble de l’été, le facteur de charge de l’éolien terrestre s’est établi à 14,4 %, un niveau proche de la moyenne des six étés précédents. Mais sa disponibilité a été faible pendant la première vague de chaleur : le facteur de charge est alors tombé à 9,4 % pour l’éolien terrestre et à 13,6 % pour l’éolien en mer.
La situation s’est améliorée pendant les deux vagues de chaleur suivantes. RTE constate ainsi que la production éolienne est statistiquement plus faible lors des fortes chaleurs, sans que cette relation soit systématique. « Les amateurs de relations causales simples en seront déçus », relève Thomas Veyrenc.
Le solaire a, de son côté, produit 15,1 TWh, contre 12,5 TWh pendant l’été 2025. Cette hausse résulte surtout de la croissance rapide du parc, dont la puissance installée a progressé de 21,3 % en un an, ainsi que d’un mois de juillet particulièrement ensoleillé.
Les températures élevées réduisent légèrement le rendement des panneaux photovoltaïques, notamment au-delà de 25 °C. Les données de RTE montrent bien un facteur de charge un peu inférieur, à ensoleillement comparable, pendant les journées les plus chaudes.
L’hydraulique a davantage souffert de la sécheresse. Sa production est tombée à 10,8 TWh, soit le deuxième niveau le plus bas observé en cinquante ans pour les mois de juin à août, derrière 2022. À la fin du mois d’août, les stocks hydrauliques ne s’élevaient plus qu’à 2,1 TWh, leur plus bas niveau à cette période depuis le début de la série en 2015.
- Une consommation soutenue, avec une pointe qui se déplace
Sous l’effet des températures élevées et de la climatisation, la consommation brute d’électricité a progressé de 4 à 5 % en juin et juillet par rapport à 2025. Elle a ainsi retrouvé un niveau proche de la période 2014-2019, alors que la consommation française demeure globalement inférieure à cette référence depuis les crises sanitaire et énergétique.
La pointe estivale est restée contenue autour de 60 GW, un niveau comparable à celui de 2019 et très inférieur à la pointe hivernale, proche de 90 GW en janvier 2026. RTE ne constate pas, à ce stade, d’augmentation très sensible de la thermosensibilité moyenne : au-dessus de 25 °C, chaque degré supplémentaire entraîne toujours une hausse de la consommation comprise entre 0,7 et 1,1 GW selon l’heure.
En revanche, le profil de consommation évolue. Le maximum de thermosensibilité, auparavant observé en fin d’après-midi, se déplace vers le début de soirée. RTE y voit notamment l’effet d’un usage accru de la climatisation dans les logements, destiné à évacuer la chaleur accumulée pendant la journée. La pointe du soir demeure néanmoins légèrement inférieure à celle de midi.
- La France a exporté de l’électricité 99,9 % du temps
Entre juin et août, le solde exportateur français a atteint 23,7 TWh, un niveau légèrement inférieur à ceux des étés 2024 et 2025, mais toujours très élevé.
Sur les trois mois, la France n’a été importatrice nette que pendant neuf quarts d’heure, soit un peu plus de deux heures et seulement 0,1 % du temps. Ces importations répondaient à des opportunités économiques : des capacités de production restaient disponibles en France.
Les indisponibilités nucléaires, la faiblesse de l’hydraulique et les périodes de faible production éolienne n’ont donc pas effacé l’excédent structurel du système français. La production bas carbone nationale a suffi à couvrir la consommation pendant presque toutes les journées de l’été.
Le recours aux centrales fossiles a néanmoins augmenté, avec une production de 4,1 TWh, contre 2,6 TWh en 2025. Plus de 90 % provenaient du gaz, tandis que le charbon est resté presque absent. Les centrales à gaz ont surtout fonctionné en soirée, lorsque la production solaire diminuait alors que la consommation liée à la climatisation restait élevée. Selon RTE, elles ont principalement servi à répondre à la demande des pays voisins et à éviter le démarrage de centrales européennes plus coûteuses.
- L’abondance française n’a pas empêché la hausse des prix
Malgré les marges de production et les exportations massives, les prix de l’électricité ont fortement augmenté. Le prix spot français a atteint en moyenne 95,2 euros par mégawattheure en juillet et 122,8 euros en août, soit les deuxièmes niveaux les plus élevés jamais observés pour ces mois, derrière 2022.
Cette hausse s’explique d’abord, selon RTE, par l’envolée des prix du gaz provoquée par le conflit en Iran et le blocage du détroit d’Ormuz. Elle résulte également d’une plus forte convergence des prix français avec ceux des pays voisins, notamment l’Allemagne, la Belgique et l’Italie, davantage dépendants des centrales à gaz.
L’avantage compétitif français n’a toutefois pas disparu. Sur les marchés à terme, l’écart avec l’Allemagne est resté de l’ordre de 40 euros par mégawattheure en faveur de la France. Les prix ont donc augmenté dans toute l’Europe, mais sans remettre en cause la compétitivité relative du système électrique français.
Ce retour d’expérience doit désormais alimenter l’actualisation des Futurs énergétiques 2050 et les stress-tests climatiques menés par RTE. Car si le système électrique a traversé l’été 2026 sans difficulté majeure, les conditions auxquelles il a été confronté sont appelées à devenir moins exceptionnelles. De son côté, EDF déploie depuis plusieurs années le programme Adapt, destiné à renforcer la résilience du parc nucléaire existant face aux effets du changement climatique, notamment à la hausse de la température et à la baisse du débit des cours d’eau. Les futurs réacteurs sont eux aussi conçus en tenant compte de ce nouveau contexte. Les EPR2 en bord de rivière bénéficieront de solutions avancées pour limiter leurs effluents thermiques. ■