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Premier constat : cet été la France a consommé davantage d’électricité sous l’effet des températures caniculaires et des besoins associés à la climatisation ; plus que l’année dernière (+ 4-5 %) et plus qu’en 2024 (+1-3%). De plus, la « forme » de la consommation a également évolué, avec un peu plus de consommation en début de soirée. C’est à ce moment de la journée que les besoins de climatisation ont été les plus élevés, pour compenser la chaleur accumulée durant la journée. La pointe de consommation du soir a donc plus augmenté que la consommation durant le reste de la journée, même si elle est restée inférieure à la pointe méridienne.

Un été qui met les moyens de production à l’épreuve

Les vagues de chaleur et la sécheresse ont eu un effet important sur le fonctionnement des centrales nucléaires. Toutefois, le parc nucléaire a abordé l’été avec une grande disponibilité pour la saison, ce qui a compensé la baisse de la production induite par les canicules (environ 10 TWh, beaucoup plus que les précédentes années record : 6 TWh en 2003 dans un cadre réglementaire plus contraint, et 3 TWh en 2020). Malgré la chaleur, la production nucléaire a donc atteint un niveau similaire à celui des années précédentes (83,7 TWh entre juin et août contre 83,5 TWh et 84,4 TWh respectivement sur la même période en 2024 et 2025). 

En 2026, le nucléaire a représenté environ 67 % de la production d’électricité française en moyenne sur les mois de juin à août et l’équivalent de 84 % de la consommation d’électricité sur la période. 

La sécheresse a en revanche fortement affecté la production hydraulique. Avec 10,8 TWh produits, 2026 est la deuxième année avec la plus faible production hydraulique depuis cinquante ans (derrière 2022 avec 10,2 TWh). L’année dernière, elle s’élevait à 12,3 TWh. A la fin de l’été, les stocks hydrauliques ont atteint des niveaux historiquement bas (2,1 TWh).

Canicule : des effets différents sur le solaire et l’éolien

Cet été, la production solaire a continué d’augmenter : 14,8 TWh ont été produits de juin à août 2026, contre 12,5 TWh sur la même période en 2025. Cette hausse s’explique notamment par un mois de juillet particulièrement ensoleillé mais aussi par le développement des parcs photovoltaïques (la capacité installée a augmenté d’environ 5,4 GW entre juillet 2025 et juillet 2026, soit +19,6 %). L’effet éventuel des températures élevées sur le rendement des panneaux photovoltaïques reste de second ordre par rapport à l’effet de l’ensoleillement. Autrement dit, une canicule ne fait pas baisser la production solaire : l’ensoleillement reste le facteur déterminant.

Les effets sont différents pour l’éolien. Les vagues de chaleur augmentent la probabilité de périodes sans vent et donc peuvent diminuer ponctuellement la production éolienne. Cela a notamment été le cas lors de la vague de chaleur de juin, mais pas pendant les vagues de chaleur suivantes. La production éolienne a atteint 8,9 TWh cet été, davantage que les étés 2024 et 2025, grâce notamment à l’augmentation du parc installé.

Un recours accru aux centrales fossiles mais qui reste limité

Une augmentation de la consommation, des contraintes environnementales sur le parc nucléaire et une production hydraulique plus faible ont entrainé une augmentation du recours aux centrales thermiques fossiles au cours de l’été 2026 (4,1 TWh contre 2,6 TWh au cours de la même période en 2025, et 2,1 TWh en 2024). 
Dans l’absolu, ce niveau de sollicitation reste toutefois faible : entre 2014 et 2019, la production thermique fossile moyenne durant l’été était de 5,1 TWh. En outre, cette production thermique repose désormais quasi exclusivement sur du gaz (plus de 90 % du total), tandis que la production au charbon est restée quasi nulle (0,03 TWh).

Cette hausse du recours aux centrales à gaz ne signifie pas pour autant que la France a manqué d’électricité. Presque tous les jours de l’été, la production française bas-carbone suffisait à couvrir la consommation nationale.     

Les centrales à gaz ont donc principalement été mobilisées pour répondre aux besoins du marché européen et permettre des exportations vers les pays voisins. Elles ont surtout fonctionné entre 18h et minuit, et dans une moindre mesure pendant la nuit, jusqu’à environ 8h. Le reste de la journée, lorsque la production solaire est abondante en France et dans les pays voisins, leur production est restée faible en moyenne. 

Malgré ces conditions très particulières, la France est restée largement exportatrice de juin à août (23,7 TWh contre 25,1 TWh en 2024 et 24,7 TWh en 2025).

Des prix en hausse en Europe mais toujours compétitifs en France

Sur les marchés de gros, le prix de l’électricité a fortement augmenté durant cet été 2026. Cette hausse s’explique notamment par la forte progression des prix du gaz et des autres énergies fossiles, dans un contexte géopolitique international tendu.

Les prix dits « spot » en France ont également été plus souvent proches de ceux des pays voisins, où les centrales à gaz sont davantage mobilisées pour répondre à la demande. Le prix spot a ainsi atteint des niveaux particulièrement élevés en juillet et en août, avec plusieurs pics à plus de 400 €/MWh lors des épisodes de forte chaleur.

Pour autant, les prix français sur les marchés à terme, qui donnent une indication du prix futur de l’électricité, restent inférieurs à ceux de la plupart des pays voisins, à l’exception de l’Espagne, dont les niveaux sont proches. La France conserve ainsi un avantage compétitif lié à l’abondance de sa production électrique bas-carbone.

Le réseau aussi s’adapte aux fortes chaleurs

Les fortes chaleurs et les incendies peuvent aussi affecter le fonctionnement du réseau électrique. La chaleur peut notamment réduire la capacité de certaines lignes à transporter l’électricité et, plus ponctuellement, provoquer des incidents sur certains équipements. De leur côté, les incendies peuvent nécessiter la mise hors tension temporaire de certains ouvrages. Cet été, malgré ces contraintes, la disponibilité du réseau est restée très bonne et aucun incident majeur n’a perturbé l’alimentation électrique.

RTE renforce par ailleurs la surveillance des ouvrages les plus sensibles quand la température dépasse 35°C et prévoit, dans son Schéma décennal de développement du réseau (SDDR), de poursuivre l’adaptation du réseau au changement climatique.

L’été 2026 illustre les nouveaux défis auxquels le système électrique doit faire face : une consommation plus importante lors des fortes chaleurs, une production hydraulique affectée par la sécheresse et des vagues de chaleur susceptibles de perturber certaines productions. L’analyse de cette période permettra à RTE d’affiner encore plus ses analyses prévisionnelles, qui intègrent déjà les effets de la canicule et de la sécheresse, et de mieux anticiper les évolutions du système électrique dans un climat de plus en plus chaud.