Pendant les canicules, le solaire a été la seule source d’électricité à produire plus

Le photovoltaïque a produit jusqu’à 17% d’électricité en plus en France les jours de canicule de juin et juillet, quand le nucléaire, le gaz, le charbon et l’hydraulique voyaient tous leur production contrainte par la chaleur et la sécheresse. C’est la conclusion centrale de l’étude publiée le 13 août par Ember, qui a examiné quatre pays frappés par les températures extrêmes, la France, l’Espagne, l’Italie et la Hongrie.

Le solaire est la seule source majeure à avoir fait mieux que d’ordinaire pendant les épisodes de forte chaleur, avec 17% de production supplémentaire en France et en Hongrie et 5% en Espagne, par rapport aux autres journées de juin et juillet. La raison tient à la météorologie : les systèmes qui installent une canicule sur l’Europe apportent aussi un ciel dégagé. À l’échelle de l’Union, la production solaire a atteint 52 TWh en juin puis 55 TWh en juillet, soit 25% de la production d’électricité dans les deux cas, un niveau que nous avions relevé pour le seul mois de juin (voir notre article).

L’apport ne tient pas qu’au volume, il tient à l’horaire. La production de milieu de journée recouvre largement l’appel de puissance des climatiseurs. Ember estime qu’au plus fort de la canicule de juin, une installation résidentielle britannique en toiture produisait de quoi alimenter un climatiseur domestique pendant cinq heures.

La demande, elle, a fortement augmenté. Rapportée à la semaine de référence du 13 au 19 juin, où les températures étaient proches des moyennes de saison, la consommation quotidienne a progressé de 28% en Italie, 23% en Hongrie, 14% en France et 13% en Espagne. En pointe, la hausse atteint 17% en Hongrie et 9% en France, où le maximum estival reste toutefois inférieur aux niveaux de l’hiver.

Le nucléaire et l’hydraulique contraints par l’eau

Les centrales thermiques, qu’elles soient nucléaires, au gaz ou au charbon, refroidissent leurs installations avec de l’eau prélevée en rivière ou en mer. La chaleur et la sécheresse les frappent donc doublement, en dégradant la disponibilité et l’efficacité du refroidissement au moment où elles en ont le plus besoin.

En France, la réglementation environnementale interdit de rejeter l’eau de refroidissement au-delà d’une certaine température, pour protéger la vie aquatique. Le 12 juillet 2026, 29 GW de capacité nucléaire étaient indisponibles, soit 43% du parc, un niveau comparable au maximum de l’été 2025 (30 GW) mais très inférieur à celui de 2022, où près des deux tiers du parc étaient à l’arrêt. Ember ne met pas ces 43% sur le compte de la chaleur : 18 GW relevaient de maintenance programmée et d’autres motifs, et au moins 11 GW étaient signalés comme arrêts forcés ou liés à des causes environnementales. La canicule aurait donc affecté jusqu’à 18% du parc nucléaire français, contre environ 15% lors de l’épisode de juin 2025. Le groupe de réflexion précise que l’étiquetage des indisponibilités par les exploitants ne permet pas d’établir ce partage avec certitude.

Ailleurs, les effets ont été plus sévères. Les niveaux historiquement bas du Danube ont fortement réduit la production des uniques centrales nucléaires hongroise et roumaine, qui fournissent respectivement 40% et 15% de l’électricité de leur pays, avec des arrêts complets envisagés si l’étiage se prolonge. Un réacteur suisse a été arrêté temporairement en juin, la température de la rivière étant trop élevée. Côté charbon, le niveau de la Vistule a contraint Enea à réduire la production de ses centrales polonaises de Kozienice et Połaniec, retirant environ 1,3 GW du système électrique.

L’hydraulique a connu son plus mauvais mois de juillet depuis au moins dix ans dans l’Union, sept des huit premiers producteurs, qui pèsent plus de 90% du total européen, s’établissant sous leur moyenne quinquennale. Juillet 2026 a été le mois le plus chaud jamais mesuré en France, et le troisième plus sec. Les équipements de réseau ont eux aussi leurs limites thermiques : un transformateur en surchauffe a temporairement privé d’électricité 70 000 clients en Bretagne au mois de juin.

Le point de tension s’est déplacé vers le soir

L’électricité s’est renchérie partout. Sur les journées de canicule, le prix moyen quotidien a progressé de 119% en Hongrie, 44% en France, 13% en Italie et 7% en Espagne par rapport aux jours comparables de la semaine précédente. Les pointes ont atteint des niveaux inédits depuis la crise gazière de 2022, avec 313 €/MWh en France et 285 €/MWh en Italie le 24 juin, plus de 900 €/MWh en Hongrie le 30 juin, et un dépassement des 250 €/MWh en Espagne le 23 juillet. Le pic français du 24 juin recoupe la mesure de l’observatoire de Storio Energy, que nous avions détaillée début juillet (voir notre article).

Ces pointes se forment en début de soirée, quand la production solaire décline alors que la climatisation tourne encore, obligeant à recourir à des centrales à gaz dont le combustible reste cher depuis le début du conflit au Moyen-Orient. Autrement dit, le problème de l’été n’a pas été la production, mais l’heure à laquelle elle manquait.

« Le solaire fait déjà le gros du travail pendant les canicules, mais le véritable défi commence après le coucher du soleil. Le stockage par batteries est l’un des moyens les plus évidents de rendre le système électrique européen plus résilient dans des étés plus chauds. Le solaire tient quand les autres sources peinent, et le stockage peut reporter cette électricité bon marché vers la soirée, au moment où la demande de climatisation reste forte et où le réseau est le plus exposé à une production thermique coûteuse », explique Chris Rosslowe, analyste énergie senior chez Ember.

Le rapport cite trois leviers, le stockage, l’effacement de consommation et le renforcement des interconnexions. Il relève que la Hongrie et la Roumanie y ont eu recours dans l’urgence, en demandant aux ménages et aux entreprises de limiter leur consommation en début de soirée. En France, le sujet est ouvert par d’autres voies : la composante d’injection-soutirage du TURPE 7, entrée en vigueur le 1er août, et les règles expérimentales de flexibilités locales approuvées par la CRE fin juillet, deux dispositifs qui portent sur le même décalage horaire.

Consulter l’étude complète d’Ember : « Solar helps Europe’s grid withstand extreme heat »

Ember est un groupe de réflexion international sur l’énergie, qui produit en accès libre des données et des analyses sur la transition du secteur électrique. Ses données mensuelles sur l’électricité sont consultables dans son Electricity Data Explorer.