Canicule : l’été où la chaleur a coûté 10 TWh au nucléaire français

Le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, RTE, a publié le 23 septembre son analyse de l’été 2026. Le chiffre le plus frappant concerne le nucléaire : la chaleur et la sécheresse lui ont fait perdre environ 10 térawattheures (TWh) de production entre juin et août, contre 6 TWh lors de la canicule de 2003 et 3 TWh en 2020. Pour donner un ordre de grandeur, 10 TWh représentent environ neuf jours de consommation électrique française en été. Et pourtant, la France n’a manqué d’électricité à aucun moment. Ce paradoxe apparent dit beaucoup de l’état du système électrique, de ses marges et de ses nouvelles fragilités.

I. Pourquoi la chaleur bride les réacteurs

Une centrale nucléaire est une machine thermique : elle transforme en électricité environ un tiers de la chaleur produite par le réacteur, et doit évacuer le reste. Les centrales installées en bord de fleuve rejettent cette chaleur dans l’eau, directement ou via leurs tours de refroidissement. Pour protéger les écosystèmes, la réglementation plafonne la température des rivières en aval et les volumes prélevés. Lorsque l’eau est déjà chaude et le débit faible, l’exploitant doit réduire la puissance, voire arrêter un réacteur.

Cet été cumulait les deux contraintes. Malgré ces pertes, la production nucléaire a atteint 83,7 TWh de juin à août, contre 84,4 TWh en 2025 et 83,5 TWh en 2024, grâce à une disponibilité élevée du parc, c’est-à-dire un faible nombre de réacteurs à l’arrêt pour maintenance. Le nucléaire a assuré environ 67 % de la production nationale de l’été, l’équivalent de 84 % de la consommation.

II. Un été de contrastes

La consommation a progressé de 4 à 5 % par rapport à 2025. RTE note que la pointe du soir a davantage augmenté que le reste de la journée, la climatisation compensant la chaleur accumulée dans les bâtiments. Les autres filières ont connu des fortunes diverses :

• l’hydraulique a produit 10,8 TWh, le deuxième plus faible niveau en cinquante ans après 2022, et les réserves des barrages ont fini l’été à 2,1 TWh, un plus bas historique ;
• le solaire a atteint 14,8 TWh, contre 12,5 TWh en 2025, porté par 5,4 gigawatts de panneaux supplémentaires en un an, soit près de 20 % de capacité en plus ; RTE rappelle que l’ensoleillement compte bien plus que la chaleur, qui réduit légèrement le rendement des panneaux ;
• l’éolien a produit 8,9 TWh, davantage que les deux étés précédents ;
• le thermique fossile est monté à 4,1 TWh, contre 2,6 TWh en 2025, à plus de 90 % au gaz, le charbon étant quasi nul.

Le recours aux énergies fossiles mérite d’être relativisé : avec 4,1 TWh, il reste inférieur à la moyenne des étés 2014 à 2019, qui s’établissait à 5,1 TWh. La hausse par rapport aux deux années précédentes tient surtout, selon RTE, à la demande européenne en soirée. L’éolien, de son côté, peut faire défaut pendant les vagues de chaleur, souvent associées à des épisodes anticycloniques sans vent : ce fut le cas lors de la canicule de juin, pas lors des suivantes.

Les prix de gros ont connu des pics au-delà de 400 euros le mégawattheure en juillet et en août, que RTE relie à la hausse des prix du gaz. Les prix à terme français restent toutefois inférieurs à ceux de la plupart des pays voisins, à l’exception de l’Espagne où ils sont comparables. La France est restée largement exportatrice, avec un solde net de 23,7 TWh sur l’été.

III. Ce que l’été révèle : le soir devient le moment critique

Selon RTE, la production bas carbone a couvert la demande nationale presque tous les jours. Les centrales au gaz ont surtout fonctionné le soir et la nuit, pour répondre à la demande européenne et aux exportations. Ce détail horaire est la vraie leçon de l’été. Au moment où le soleil se couche, la production solaire s’effondre alors que la climatisation tourne encore, en France comme chez ses voisins. Le système a donc besoin de moyens pilotables en soirée : hydraulique de barrage, gaz, stockage par batteries ou effacement de consommation.

Or l’hydraulique, principal levier de flexibilité bas carbone, sort de l’été avec des réserves au plus bas. Le réseau lui-même a tenu : aucun incident majeur n’a perturbé l’alimentation, même si la chaleur a réduit la capacité de transit des lignes et si des incendies ont imposé des coupures temporaires. RTE indique surveiller de plus près ses équipements sensibles au-delà de 35 °C et intégrer l’adaptation au changement climatique dans son schéma décennal de développement du réseau.

IV. Une tendance de fond plutôt qu’un accident

L’été 2026 s’inscrit dans une transformation déjà visible dans le bilan électrique 2025 publié en février : exportations nettes record de 92,3 TWh, nucléaire à 373 TWh, et 513 heures à prix négatifs, contre 352 en 2024, signe d’une production abondante aux heures ensoleillées. Dans son bilan prévisionnel de décembre 2025, RTE anticipait que la modulation du nucléaire faute de débouchés passerait d’environ 12 TWh en 2024 à 20 à 30 TWh vers 2027. Le parc nucléaire doit donc à la fois s’effacer à midi et compenser la chaleur l’été : deux contraintes nouvelles pour des installations conçues pour fonctionner en base.

EDF, exploitant du parc, a maintenu fin juillet son estimation de production nucléaire pour 2026 entre 350 et 370 TWh, tout en anticipant un résultat en baisse d’environ 10 %, en raison de la baisse des prix et des canicules. La programmation pluriannuelle de l’énergie pour 2026-2035, publiée le 13 février, fixe le cadre de ces arbitrages. La croissance de nouveaux usages, en particulier les centres de données, pèsera sur ces équilibres dans les prochaines années.

V. Ce qu’il faut surveiller

• Les prévisions de RTE pour l’hiver 2026-2027, habituellement publiées en novembre, qui diront si le niveau bas des barrages pèse sur les pointes de froid.
• La production nucléaire annuelle d’EDF, à comparer à la fourchette de 350 à 370 TWh.
• Le bilan électrique 2026 de RTE, attendu en février 2027, notamment le nombre d’heures à prix négatifs.
• La concertation sur la ligne à très haute tension Eguzon-Marmagne, annoncée par RTE le 29 septembre.

Sources

• RTE, « Canicule, sécheresse : quels effets sur le système électrique cet été ? » (23 septembre 2026)
• RTE, bilan électrique 2025, principaux résultats
• RTE, bilan prévisionnel 2025, principaux résultats
• EDF, résultats semestriels 2026
• Ministère de la Transition écologique, programmations pluriannuelles de l’énergie

Cet article a été préparé avec l’assistance d’une intelligence artificielle, à partir des sources citées.