L’été 2026 a été marqué par des vagues de chaleur exceptionnelles par leur précocité, leur intensité et leur durée, doublées d’une sécheresse persistante en France et en Europe. Le système électrique n’a pas été mis en difficulté. Mais l’analyse préliminaire publiée par RTE en septembre relève deux signaux qui pèseront sur les prochains étés : des indisponibilités nucléaires liées au climat d’un niveau record, et des prix spot revenus à leurs plus hauts niveaux depuis la crise de 2022.
La climatisation tire la consommation
La consommation brute d’électricité est remontée à des niveaux qu’on n’observait plus depuis l’avant-crise. Elle a atteint 33,1 TWh en juin et 34,7 TWh en juillet, soit 4 à 5 % de plus qu’aux mêmes mois de 2025. En août, la hausse a été plus modérée (31,3 TWh contre 30,3 TWh), les effets de la chaleur semblant, sur données encore provisoires, moins marqués. RTE compare habituellement la consommation à la période 2014-2019 : le niveau annuel reste en retrait par rapport à cette référence, mais l’été a retrouvé des valeurs comparables, sous l’effet des besoins de climatisation.
Le pic de consommation estival s’est établi autour de 60 GW, un niveau proche de celui de l’été 2019 et très inférieur au pic hivernal (environ 90 GW en janvier 2026). Sa structure a évolué : le maximum de sensibilité à la chaleur s’est décalé de la fin d’après-midi vers le début de soirée, la climatisation résidentielle prenant le relais quand celle des bureaux et commerces reflue. La consommation de fin de journée a ainsi davantage augmenté que le reste de la journée les jours de forte chaleur, tout en restant en moyenne légèrement inférieure à celle de la mi-journée.
Un parc nucléaire sous contrainte climatique inédite
La production nucléaire a atteint 83,7 TWh de juin à août, un niveau comparable à 2024 (83,5 TWh) et 2025 (84,4 TWh). Elle a couvert 67 % de la production électrique et l’équivalent de 84 % de la consommation sur la période. Ce résultat masque deux mouvements opposés : une disponibilité hors canicule particulièrement élevée, et des baisses de puissance importantes pendant les épisodes de chaleur et de sécheresse.
Le 17 août, l’indisponibilité climatique a culminé à 13,4 GW, touchant 15 réacteurs sur 8 centrales, soit 21 % du parc installé. Un afflux de méduses dans les prises d’eau de Gravelines en explique 1,8 GW. Sur l’ensemble de 2026, ces indisponibilités représentent un volume maximal d’environ 10 TWh (un record qui dépasse largement les précédents soit 6 TWh en 2003 et 3 TWh en 2020). Les centrales de Chooz, Saint-Alban, Golfech, Bugey et Cattenom sont les principales concernées.
Ces baisses n’ont posé aucun problème de sécurité d’approvisionnement, parce qu’elles sont survenues en période de faible consommation et dans un système riche en production bas-carbone. Le point de vigilance est ailleurs : les niveaux observés se situent dans la fourchette la plus haute des scénarios simulés par RTE en 2021, alors même que la probabilité de telles canicules va augmenter. RTE réactualise en conséquence sa modélisation des vagues de chaleur et prévoit des stress-tests climatiques dans la révision des Futurs énergétiques 2050.
Des prix portés par le gaz
Les prix spot de l’électricité ont fortement augmenté cet été, mais l’origine est surtout gazière. Le prix du gaz PEG a grimpé sous l’effet du conflit en Iran et du blocage du détroit d’Ormuz, atteignant 68,4 €/MWh le 24 août, son plus haut niveau depuis décembre 2022.
Côté électricité, les moyennes mensuelles se sont établies à 95,2 €/MWh en juillet et 122,8 €/MWh en août, les deuxièmes valeurs les plus élevées jamais enregistrées pour ces mois, derrière 2022. Trois soirées de canicule ont dépassé 400 €/MWh, avec un maximum de 487,4 €/MWh atteint le 13 août à 19h45 sur un pas quart d’heure.
Sur le marché spot, le prix français a plus souvent convergé cet été avec ceux de l’Allemagne, de la Belgique et, dans une moindre mesure, de l’Italie : les capacités d’export ont été moins fréquemment saturées, rapprochant le prix français de marchés davantage dépendants du gaz. Sur les marchés à terme, meilleur indicateur du prix futur, la hausse est elle aussi générale en Europe, mais sans creuser l’écart avec les voisins. Le prix français y demeure très inférieur, sauf face à l’Espagne, et le spread avec l’Allemagne se maintient autour de 40 €/MWh, comme avant la flambée des combustibles. La hausse est européenne et gazière, pas le signe d’une fragilité du système électrique français.
Sur des données encore provisoires pour août, RTE affinera ce bilan dans le Bilan électrique attendu début 2027.
Sophie-Charlotte MARTIN, Conceptrice-Rédactrice spécialisée
Titulaire d'un master 2 en Lettres Classiques, complété d'un master 2 en Communication et d'un cycle web marketing à la CCI de Lyon, Sophie-Charlotte est intervenue sur des sujets aussi B2C que B2B, on et off line.
Régulièrement confrontée aux problématiques tertiaires et industrielles, elle s'est spécialisée en énergie. Aujourd'hui, elle garantit au quotidien la direction et la production éditoriale de l'entreprise. Sophie-Charlotte MARTIN est Responsable éditoriale d'Opéra Energie.
