RTE a publié le 21 septembre ses premières analyses sur le fonctionnement du système électrique cet été. Le constat : un été marqué par des vagues de chaleur exceptionnelles et une sécheresse persistante, qui ont pesé sur la production. Malgré tout, l’alimentation en électricité a tenu, sans alerte sur la sécurité d’approvisionnement.
Une consommation en hausse, mais une pointe maîtrisée
La consommation brute d’électricité a atteint 99,1 TWh entre juin et août 2026, selon les premières estimations de RTE (données provisoires pour août). C’est une hausse de 4 à 5 % par rapport à l’été 2025 (95,2 TWh). Cette progression s’explique surtout par la climatisation, sollicitée en fin de journée pour évacuer la chaleur accumulée, un pic de demande estival dont les épisodes de canicule tendent à alourdir les prix de l’électricité.
Bonne nouvelle côté réseau : cette hausse n’a pas fait exploser les pics de demande. La pointe de consommation estivale a avoisiné 60 GW, un niveau comparable à l’été 2019. On reste très loin des pointes hivernales, proches de 90 GW en janvier 2026. En France, le chauffage électrique pèse encore bien plus lourd que la climatisation.
Nucléaire et hydraulique : la chaleur a pesé sur la production
Le parc nucléaire a produit des volumes stables : 83,7 TWh sur juin-août, comparables aux deux étés précédents. Mais la chaleur a laissé des traces. Quand l’eau des fleuves devient trop chaude, certains réacteurs réduisent leur puissance pour respecter les limites environnementales de rejet. RTE estime que le parc aurait pu produire 10 TWh de plus sans ces « indisponibilités climatiques », un impact supérieur au précédent record de 6 TWh lors de la canicule de 2003.
L’hydroélectricité a davantage souffert. Avec 10,8 TWh générés sur l’été, le parc a signé sa deuxième plus faible production estivale en cinquante ans, derrière 2022. La sécheresse a vidé les cours d’eau et les retenues, laissant les stocks hydrauliques à des niveaux historiquement bas fin août.
Renouvelables et gaz ont pris le relais
Face à ces contraintes, d’autres filières ont compensé. Le photovoltaïque a bondi à 15,1 TWh (contre 12,5 TWh en 2025) et l’éolien à 8,9 TWh (contre 8 TWh), portés par de nouveaux parcs raccordés. Un ensoleillement estival abondant profite mécaniquement au solaire, dont le rendement reste peu affecté par les fortes températures selon RTE.
Le recours aux centrales fossiles a lui aussi augmenté. La production thermique a atteint 4,1 TWh, contre 2,6 TWh un an plus tôt, presque entièrement à partir de gaz. Le charbon, lui, est resté quasi nul (0,03 TWh). Cette hausse du gaz découle surtout du déficit hydraulique, qu’il a fallu remplacer.
Aucune alerte sur la sécurité d'approvisionnement
Malgré la canicule, la France est restée massivement exportatrice, avec un solde de 23,7 TWh sur l’été. Elle n’a été importatrice nette que pendant un peu plus de deux heures au total, et pour des raisons économiques, pas par manque de marges. L’abondance de production bas carbone a suffi à couvrir les besoins pendant une période de moindre consommation.
Les prix de gros ont toutefois grimpé, sous l’effet de la hausse du gaz : 95,2 €/MWh en moyenne en juillet, 122,8 €/MWh en août sur le marché spot. Ces niveaux restent loin de ceux de 2022. Et ils pèsent peu sur la facture de la plupart des particuliers, dont le prix dépend surtout des contrats et des marchés à terme.
RTE se veut rassurant pour la suite : les stocks hydrauliques bas ne créent « pas d’inquiétude particulière » pour la sécurité d’approvisionnement de l’hiver prochain. L’été 2026 agit surtout comme un test grandeur nature de la résilience du système face au changement climatique.
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