Été caniculaire : la production solaire française a progressé de 21%

Le photovoltaïque a produit 15,1 TWh en France de juin à août 2026, contre 12,5 TWh sur la même période de 2025, selon les premières analyses du fonctionnement du système électrique au cours de l’été publiées le 21 septembre par RTE. La progression, de 21%, tient à la croissance du parc, environ 5,9 GW de plus entre juillet 2025 et juillet 2026, et à un mois de juillet particulièrement ensoleillé. Dans un été marqué par trois vagues de chaleur et une sécheresse persistante, le solaire est la filière dont la production a le plus augmenté en volume. L’hydraulique est tombée à son deuxième plus bas niveau estival depuis cinquante ans, et les contraintes climatiques ont privé le nucléaire d’environ 10 TWh au plus sur l’année.

La chaleur n’a guère pesé sur les panneaux. « En situation de canicule, le rendement des panneaux photovoltaïques peut légèrement diminuer avec la température (au-delà de 25°C environ selon la littérature), mais les observations montrent que cet effet reste minime », écrit le gestionnaire du réseau de transport. À ensoleillement comparable, les facteurs de charge des journées les plus chaudes se situent en moyenne légèrement en dessous de ceux des autres jours, mais restent élevés dans l’absolu. L’ensoleillement étant généralement fort pendant les vagues de chaleur, la production solaire « a atteint des niveaux importants tout au long de l’été et a contribué à couvrir les hausses de consommation liées à la climatisation », poursuit RTE. Le constat prolonge celui d’Ember sur juin et juillet, qui avait mesuré une production solaire française supérieure de 17% les jours de canicule aux autres jours de la période.

La consommation brute a augmenté de 4 à 5% en juin et en juillet par rapport à 2025, retrouvant les niveaux estivaux de la période 2014-2019, alors qu’elle reste en retrait le reste de l’année. La pointe de l’été a avoisiné 60 GW, un niveau comparable à celui de 2019 et très inférieur à la pointe d’hiver, environ 90 GW en janvier 2026. Chaque degré au-dessus de 25°C ajoute toujours de 0,7 à 1,1 GW de consommation selon l’heure, mais le moment où cet effet est le plus fort s’est déplacé de la fin d’après-midi vers le début de soirée, ce que RTE attribue à une sensibilité accrue du secteur résidentiel. Les jours chauds, la pointe du soir a donc davantage augmenté que le reste de la journée, tout en restant en moyenne légèrement inférieure à celle de midi.

Le nucléaire privé de près de 10 TWh, l’hydraulique à son deuxième plus bas niveau

La production nucléaire a atteint 83,7 TWh de juin à août, contre 84,4 TWh en 2025. Une disponibilité particulièrement haute en dehors des vagues de chaleur a compensé les arrêts et baisses de charge imposés par la température et le débit des cours d’eau. L’indisponibilité maximale a atteint 13,4 GW le 17 août entre 3h et 10h du matin, dont 1,8 GW à Gravelines à cause d’un afflux de méduses dans les prises d’eau, et a touché quinze réacteurs répartis sur huit centrales, soit 21% du parc installé. Sur l’année, ces indisponibilités climatiques représentent au plus 10 TWh, un volume sans précédent (6 TWh en 2003, 3 TWh en 2020), concentré sur Chooz, Saint-Alban, Golfech, Bugey et Cattenom. RTE relève que ces niveaux se situent dans la fourchette très haute des simulations des Futurs énergétiques 2050, et annonce des stress-tests climatiques dans l’actualisation en cours de l’étude.

L’hydraulique a produit 10,8 TWh, contre 12,3 TWh en 2025, deuxième plus faible production estivale depuis cinquante ans derrière 2022 (10,2 TWh). Les stocks sont tombés à 2,1 TWh fin août, le niveau le plus bas relevé à cette période depuis 2015, sans inquiétude particulière pour l’hiver selon RTE. L’éolien a produit 8,9 TWh, contre 8 TWh un an plus tôt, avec des facteurs de charge très variables d’une vague de chaleur à l’autre : 9,4% pour l’éolien terrestre pendant celle de juin, 14,3% pendant celle du 4 au 19 juillet.

Le recours aux centrales fossiles a nettement progressé, à 4,1 TWh contre 2,6 TWh en 2025, tout en restant sous la moyenne estivale de 5,1 TWh des années 2014 à 2019. Il s’agit presque exclusivement de gaz, le charbon étant resté quasi nul, et ces centrales ont surtout servi à exporter vers les pays voisins : la production bas-carbone couvrait la consommation française presque tous les jours de l’été. Elles ont été appelées principalement entre 18h et minuit, et restées peu sollicitées le reste de la journée, « lorsque la production solaire est abondante en France et dans les pays voisins », note RTE. Le solde exportateur a atteint 23,7 TWh sur les trois mois, et la France n’a été importatrice nette que pendant neuf quarts d’heure.

Trois soirées au-dessus de 400 €/MWh

Les prix de l’électricité ont fortement augmenté, d’abord sous l’effet de la flambée du gaz liée au conflit en Iran et au blocage du détroit d’Ormuz : le prix spot du gaz sur le marché français a atteint 68,4 €/MWh le 24 août, son plus haut niveau depuis décembre 2022. Le prix spot de l’électricité a atteint en moyenne 95,2 €/MWh en juillet et 122,8 €/MWh en août, les deuxièmes valeurs les plus élevées jamais observées pour ces mois, derrière 2022. Les vagues de chaleur de fin juin et de début août ont produit trois journées avec des prix supérieurs à 400 €/MWh en soirée, et le maximum de l’année a été atteint le 13 août à 19h45, à 487,4 €/MWh, son plus haut niveau depuis décembre 2022. Ces soirées chères sont le pendant des prix négatifs de la mi-journée, que le bilan de semestre de RTE désignait en juillet comme le point de vigilance de l’été. Sur les marchés à terme, l’écart avec l’Allemagne est resté de l’ordre de 40 €/MWh, comme avant la hausse des combustibles.

Sur le réseau, RTE a appliqué du 1er juin au 30 septembre un plan « fortes chaleurs » de surveillance renforcée des lignes les plus anciennes au-delà de 35°C. Les incendies, notamment celui de Gironde fin juillet, ont imposé de nombreuses mises hors tension préventives, sans rupture d’alimentation. Le gestionnaire rappelle que son programme d’adaptation du réseau au changement climatique, chiffré à environ 24 milliards d’euros d’ici 2040, prévoit des pylônes surélevés et des câbles de plus grand diamètre. Ces premières analyses, fondées en partie sur des données provisoires, seront affinées dans le bilan électrique de l’année, attendu début 2027. Le document complet est en ligne.