Une hausse de consommation de 4 à 5 %, une pointe limitée à 60 GW

La consommation brute(1) d’électricité en France s’est élevée à 99,1 TWh entre juin et août 2026, selon les premières estimations de RTE (les données étant provisoires pour le mois d’août(2)). Le gestionnaire de réseau évoque une nette augmentation de « 4 % à 5 % » par rapport à la demande de l’an dernier (95,2 TWh durant la même période estivale). Le niveau de consommation cet été est comparable à celui de la période 2014-2019 (98,5 TWh en moyenne durant les trois mois d’été), antérieure aux crises sanitaires et énergétiques de 2020 et 2023, précise RTE.

Cette hausse de consommation est spontanément liée aux besoins accrus de climatisation (en particulier en fin de journée pour compenser la chaleur accumulée) mais le gestionnaire de réseau souligne que ces derniers n’occasionnent « pour le moment pas de forte augmentation des pointes électriques estivales : la pointe de consommation atteinte au cours de l’été 2026 avoisine 60 GW, soit un niveau comparable à celui observé à l’été 2019 (avant-crise) malgré des vagues de chaleur exceptionnelles en termes d’intensité et de durée ».

Et RTE de souligner que cette pointe estivale restera bien inférieure aux pics de demande durant l’hiver (pointe de près de 90 GW en janvier 2026, record de 102,1 GW en février 2012), y compris « en tenant compte d’une forte augmentation du taux d’équipement en climatisation, d’un accroissement du gradient estival et de la hausse des températures résultant du réchauffement climatique ».

Une production hydraulique au plus bas

Côté production, le parc nucléaire français a, malgré les vagues de chaleur et les perturbations de la centrale de Gravelines liées à un afflux de méduses, généré des volumes d’électricité « comparables aux 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 ». RTE mentionne toutefois jusqu’à 13,4 GW de capacités nucléaires indisponibles au pic de l’été (dont 1,8 GW en raison des méduses ayant affecté le site de Gravelines).

RTE estime au total que le parc nucléaire français aurait pu produire 10 TWh supplémentaires sans ces « indisponibilités climatiques ». Autrement dit, le parc bénéficiait cet été d’une disponibilité « hors vagues de chaleur particulièrement haute pour la saison ». À titre de comparaison, le gestionnaire de réseau évoque un précédent record de 6 TWh de perte de production durant la canicule de l’été 2003.

Nucléaire — Estimation de l’électricité non produite durant les périodes d’indisponibilités « climatiques » en France

Histogramme empilé de l’électricité nucléaire non produite en France de 2015 à 2026, par centrale, en TWh
Source : Premières analyses sur le fonctionnement du système électrique au cours de l’été 2026, RTE, septembre 2026.

Si les arrêts de tranches nucléaires ont été beaucoup commentés cet été, la production hydroélectrique a aussi particulièrement souffert des vagues de chaleur : avec 10,8 TWh générés au cours des mois de juin, juillet et août 2026, le parc a connu sa deuxième plus faible production estivale depuis 50 ans (derrière l’année 2022 avec une production estivale de 10,2 TWh). RTE déplore par ailleurs des niveaux historiquement bas des stocks hydrauliques à fin août 2026, tout en précisant dans le même temps que ce constat « ne génère pas, en tant que tel, d’inquiétudes particulières pour la sécurité d’approvisionnement au cours de l’hiver prochain ».

Les productions photovoltaïques (15,1 TWh de juin à août, contre 12,5 TWh durant la même période en 2025) et éoliennes (8,9 TWh, contre 8 TWh) ont pour leur part fortement augmenté, grâce à une croissance des parcs installés et une hausse des facteurs de charge moyens des deux filières(3). Si le rendement des panneaux photovoltaïques peut légèrement diminuer avec la température (au-delà de 25 °C environ selon la littérature), « les observations montrent que cet effet reste minime », précise RTE. L’abondance de production bas-carbone a permis de pallier les indisponibilités « climatiques » du parc nucléaire, intervenues pendant une période de plus faible consommation, et d’éviter des problématiques particulières pour la sécurité d’approvisionnement en électricité à l’échelle nationale, constate RTE.

Du fait de la baisse de production hydraulique notamment, le recours aux centrales thermiques fossiles a enfin aussi « nettement augmenté au cours de l’été 2026 par rapport aux précédents étés : 4,1 TWh contre 2,6 TWh au cours de la même période en 2025 » (pour la quasi-totalité à partir de centrales à gaz(4)).

La France a été importatrice nette durant… 0,1 % de l’été

La France bénéficie toujours, et ce fut encore le cas durant les vagues de chaleur de cet été, d’exportations massives d’électricité vers les pays voisins. Au cours des mois de juin à août, le solde exportateur du réseau électrique a atteint 23,7 TWh malgré la canicule (soit un niveau légèrement inférieur au solde de 24,7 TWh en 2025). La France s’est même « retrouvée en situation d’importation nette uniquement sur neuf pas quart d’heure » (soit un peu plus de 2 h) durant l’été, et ce, pour des raisons « économiques » et non en raison de marges restreintes sur le réseau.

Ces exportations ont d’autant plus de valeur, que les prix spot ont fortement augmenté au cours de l’été, sous l’influence de la hausse des prix du gaz : 95,2 €/MWh en moyenne au mois de juillet et 122,8 €/MWh en août (« les deuxièmes valeurs les plus hautes jamais observées pour des mois de juillet et d’août », très loin toutefois des niveaux de 2022)(5).

Électricité — Prix spot moyens hebdomadaires de l’électricité au cours de l’année, pour différentes années dont 2026

Courbes des prix spot moyens hebdomadaires de l’électricité en France de 2022 à 2026, comparées à l’enveloppe 2014-2019, en euros par mégawattheure
Source : Premières analyses sur le fonctionnement du système électrique au cours de l’été 2026, RTE, septembre 2026, d’après données EPEX et Nord Pool.

Face à des prix spot très volatils (qui jouent un rôle « très faible » sur les factures de la grande majorité des consommateurs), le prix sur les marchés à terme (« forward ») est l’indicateur privilégié permettant de suivre l’évolution des prix de l’électricité et celui qui « reflète mieux comment évolue la compétitivité du marché électrique français », note Olivier Houvenagel, directeur de l’économie du système électrique. Avec un « même constat » d’une augmentation des prix de l’électricité sous l’effet de la hausse des prix du gaz. Mais le « spread » (écart de prix entre la France et les pays voisins) reste relativement stable, avec un prix français assez proche de celui de l’Espagne mais très inférieur à celui de l’Allemagne (40 €/MWh de différence), « signe que l’avantage compétitif lié à l’abondance de production électrique en France demeure »(6).

Sources / Notes

  1. La consommation d’électricité corrigée des variations climatiques, de cet été, devrait rester « relativement stable » par rapport aux années précédentes, « dans l’épaisseur du trait », estime Simona de Lauretis, cheffe du pôle Analyses et statistiques. Des séries longues sont toutefois nécessaires pour disposer de données définitives à ce sujet.
  2. Données provisoires pour le mois d’août, hors Corse (pour les années précédentes également, pour faciliter la comparaison).
  3. « Pendant les périodes de vague de chaleur, les facteurs de charge de l’éolien sont statistiquement inférieurs à la moyenne, mais ils peuvent varier largement selon les épisodes concernés. Ainsi, c’est pendant la première vague de chaleur (juin) que le facteur de charge a été le plus faible (9,4 % pour l’éolien terrestre et 13,6 % pour l’éolien en mer). Cette configuration ne s’est pas reproduite lors de la seconde et de la troisième vague de chaleur, où la production éolienne était plus élevée (14,3 % et 30,5 % respectivement pour l’éolien terrestre et l’éolien en mer au cours de la vague du 4 au 19 juillet 2026 et 11 % et 19,9 % pour la vague du 28 juillet au 19 août) », précise RTE.
  4. La production au charbon est restée quasi-nulle (0,03 TWh).
  5. Le prix spot français a atteint son maximum (au pas quart d’heure) de l’année 2026 le 13 août à 19h45 avec une valeur de 487,4 €/MWh, son plus haut niveau depuis décembre 2022, précise RTE.
  6. En 2022, ce spread était inversé, a rappelé Thomas Veyrenc, directeur général Économie, Stratégie et Finances chez RTE.