Quels impacts sur la consommation et les moyens de production ?
En étudiant le système électrique de 4 pays (Espagne, France, Hongrie, Italie) du 13 juin au 25 juillet, Chris Rosslowe, analyste chez Ember, constate sans surprise que la consommation électrique y augmente sensiblement les jours de forte chaleur, « principalement en raison de besoins de refroidissement supplémentaires ». En France, la consommation quotidienne d’électricité le 27 juin a ainsi excédé de 14 % la demande moyenne de la semaine moins chaude du 13 au 19 juin(1) (la hausse a atteint 28 % en Italie le 18 juillet par rapport à cette semaine de référence « pré-canicules »). Les pics de demande « instantanée » sur le réseau ont quant à eux augmenté de 9 % en France sur cette période et jusqu’à 17 % en Hongrie.
Source : Ember (données horaires de production) et ERA5 – Copernicus. Consommation quotidienne en moyenne glissante sur 3 jours ; les canicules sont définies comme des périodes de jours consécutifs dont la température moyenne dépasse 25 °C, ou 27 °C dans le cas de l’Espagne.
Mais les canicules n’affectent pas que la consommation électrique : elles ont également un impact important sur les moyens de transport et de production, comme l’ont entre autres rappelé les arrêts de tranches nucléaires en France durant l’été (avec jusqu’à 29 GW de capacités nucléaires indisponibles – certes pas uniquement en raison de la canicule(2) - le 12 juillet 2026, soit environ 43 % de la puissance du parc nucléaire national). Ember rappelle également que les lignes électriques aériennes voient leur capacité diminuer lorsque la température ambiante est élevée et que la surchauffe d'un transformateur en Bretagne au mois de juin avait entraîné une coupure temporaire de l'alimentation touchant jusqu’à 120 000 foyers.
Il convient de rappeler que les différentes centrales thermiques sont affectées et donc pas uniquement les tranches nucléaires qui suscitent une attention particulière en France : en Italie, « des analystes ont averti que le niveau des eaux du Pô pourrait limiter la production de jusqu'à 32 % du parc de centrales thermiques du pays, principalement alimentées au gaz », note Ember.
Compte tenu de la sécheresse, « la production hydroélectrique de l'UE (qui a compté pour un peu moins de 12 % du mix électrique européen en 2025) était à son plus bas niveau depuis au moins une décennie en mai, juin et juillet », déplore par ailleurs Ember.
Autriche
Allemagne
Espagne
France
Italie
Suède
Source : Ember (données mensuelles de production). Pays représentés : les 6 plus grands producteurs hydroélectriques de l’UE. La zone grisée correspond au minimum et au maximum mensuels sur 2021-2025.
Un quart de l’électricité dans l’UE fourni par le solaire
La combinaison de la forte demande d’électricité, de l’indisponibilité de moyens de production mais aussi de la dépendance accrue aux centrales à gaz – combustible dont le coût est renchéri par la guerre au Moyen-Orient – en début de soirée (lorsque « la production solaire diminue alors que la demande reste élevée ») a eu un impact important sur les prix de gros de l’électricité. Le 24 juin dernier, ces prix « sur le marché day-ahead (livraison le lendemain) en France et en Italie ont atteint respectivement 313 €/MWh et 285 €/MWh – ce dernier chiffre représentant un record en Italie depuis l'hiver 2022-2023 », constate Ember.
Le temps clair et ensoleillé généralement associé aux vagues de chaleur a au moins offert « un avantage appréciable » : durant les vagues de chaleur en Europe, le solaire a été « la seule source d'énergie majeure à afficher des performances supérieures à la normale » avec un niveau de production record (52 TWh en juin et 55 TWh en juillet), permettant de couvrir 25 % du mix électrique de l’UE en juin et juillet.
France
Hongrie
Italie
Espagne
Source : Ember (données horaires de production). Le stockage regroupe tous les types de stockage ; il n’est pas représenté pour la Hongrie, faute d’être déclaré comme une catégorie distincte. Consommation et production ne se recoupent pas exactement, les valeurs représentées étant des moyennes horaires.
« L'avantage de l'énergie solaire pendant les vagues de chaleur réside non seulement dans l'augmentation de la production, mais aussi dans son timing, qui coïncide largement avec la hausse de la demande en climatisation », souligne Chris Rosslowe dans son rapport. Cette contribution a ainsi « permis de limiter la hausse des prix en journée, mais les tarifs ont grimpé plus fortement en début de soirée, révélant un manque de flexibilité ». Pour Chris Rosslowe, cette plus grande flexibilité devrait en particulier être fournie par des capacités de stockage par batteries mais aussi une meilleure gestion de la demande ainsi que des interconnexions accrues.
Sources / Notes
- Les températures étaient plus proches des « normales saisonnières » durant cette « période de référence » pré-canicule, indique Ember.
- Le 12 juillet, au moins 11 GW d’arrêts de capacités ont été classés par l'exploitant soit comme « forcés », soit comme dus à des « contraintes environnementales », auxquels s'ajoutaient 18 GW de réductions de puissance imputables à des opérations de maintenance programmée et à d'autres motifs, selon Ember. Le think tank en déduit que « la vague de chaleur a potentiellement affecté jusqu'à 18 % du parc nucléaire français, contre une estimation de 15 % lors de la vague de chaleur de juin 2025 ».