Chaleur, sécheresse, soleil : ce que l’été 2026 a révélé du système électrique

Ce qui a changé depuis l’été 2025

Les variations sont calculées sur les valeurs arrondies publiées. Ce tableau compare cinq filières, sans prétendre reconstituer tout le mix électrique : le thermique renouvelable et les déchets n’y figurent pas. La note 1 précise la divergence solaire entre documents.

Le nucléaire tient sa place, au prix de contraintes locales

Revenons au Bugey. L’ASNR distingue le circuit ouvert du réacteur 3 des circuits fermés, dotés de tours aéroréfrigérantes, des réacteurs 4 et 5. Pourquoi ces derniers réchauffent-ils moins le fleuve ? Dans les tours, une petite partie de l’eau s’évapore au contact de l’air. Passer de l’état liquide à l’état gazeux demande de l’énergie : cette évaporation prélève de la chaleur à l’eau restante, qui se refroidit avant de recirculer. Une partie de la chaleur rejoint ainsi l’atmosphère au lieu d’être rejetée dans le Rhône. Ce refroidissement par évaporation exige toutefois un appoint d’eau pour remplacer les pertes.

Le circuit ouvert, lui, restitue au fleuve l’eau prélevée après son passage dans le condenseur : la quasi-totalité de la chaleur évacuée par cet échangeur rejoint alors le milieu aquatique. Il s’agit de chaleur non transformée en électricité, pas de toute l’énergie du réacteur. RTE compare les deux circuits.

Pourquoi encadrer cet échauffement ? À pression et salinité égales, l’eau plus chaude peut dissoudre moins d’oxygène, comme le décrit le référentiel français Sandre. C’est l’un des mécanismes qui rendent les milieux aquatiques sensibles à la température, sans résumer à lui seul les effets sur les espèces ni la réglementation du site.

La décision du 10 juillet, applicable jusqu’au 20 juillet aux réacteurs 4 et 5, illustre cet encadrement. Réduire une production pour respecter des limites environnementales n’équivaut pas à constater une panne.

L’ampleur nationale dépasse toutefois ce seul exemple. RTE évalue à environ 10 TWh un maximum théorique de production non réalisée pendant les indisponibilités climatiques (p. 3). Ce calcul inclut des arrêts qui auraient probablement eu lieu même sans ces aléas : ce n’est pas une perte nette entièrement causée par la chaleur. Une forte disponibilité hors épisodes chauds a permis de maintenir le total saisonnier près de celui de 2025.

L’eau manque aussi derrière les barrages

Dans un barrage, l’eau entraîne une turbine plutôt que de servir au refroidissement. Le débit et la hauteur de chute déterminent la puissance, rappelle EDF. La relation tient en une ligne : P ≈ 10 × Q × H × η, avec P en kilowatts, Q le débit en m³/s, H la hauteur de chute utile en mètres et η le rendement de l’ensemble turbine-alternateur. Le facteur 10 arrondit les constantes physiques, comme dans ce support technique du NREL, p. 27.

Exemple pédagogique. Avec 10 m³/s, une chute de 50 m et un rendement de 80 % (soit 0,8), on obtient environ 4 000 kW, donc 4 MW. Si le débit tombe à 5 m³/s, la puissance tombe à 2 MW, à hauteur et rendement inchangés. Une baisse de la retenue peut aussi réduire la hauteur de chute. Voilà pourquoi la sécheresse peut limiter la production par deux voies : moins d’eau qui passe, et parfois moins d’énergie récupérée par mètre cube.

Avec 10,8 TWh, l’hydroélectricité connaît son deuxième été le moins productif en cinquante ans, après 2022. Autre signal : les stocks fin août représentent 2,1 TWh de production potentielle, leur plus bas niveau à cette période depuis 2015, selon RTE. Ce stock n’est ni une production déjà réalisée ni un volume d’eau exprimé en mètres cubes.

La souplesse diffère selon les ouvrages : RTE distingue les lacs gérés sur l’année, les éclusées sur quelques jours et les installations au fil de l’eau, peu modulables. Les STEP peuvent remonter de l’eau, mais ce stockage consomme d’abord de l’électricité. La sécheresse des ressources en eau réduit donc certaines marges de manœuvre sans rendre toutes les centrales identiques.

Le soleil apporte davantage malgré les cellules chaudes

Lorsque les cellules en silicium chauffent, la baisse de leur tension l’emporte sur le léger gain de courant, explique le département américain de l’Énergie. Leur rendement diminue. L’INES distingue la puissance nominale mesurée à 25 °C et 1 000 W/m² des performances en conditions réelles, évaluées en faisant varier l’éclairement et la température. La chaleur et la lumière n’agissent donc pas dans le même sens.

Exemple pédagogique. Le modèle PVWatts dans SAM retient −0,37 % de puissance par degré pour son module standard en silicium cristallin. Ce paramètre de modèle n’est pas celui de tous les panneaux. Entre des cellules à 25 °C et à 55 °C, soit 30 degrés de plus, la perte calculée atteint 11,1 % à éclairement constant. Il s’agit bien de la température des cellules, pas de celle annoncée par la météo.

Supposons maintenant que l’éclairement reçu par le même panneau passe aussi de 800 à 1 000 W/m², soit +25 %. Avec la relation simplifiée de PVWatts, les deux effets se multiplient : 1,25 × (1 − 0,111) = 1,111. La puissance augmente donc d’environ 11 % malgré la chauffe, avant pertes et éventuel plafonnement de l’onduleur. Ce calcul illustre le mécanisme ; il ne reconstitue pas les conditions nationales de l’été 2026.

RTE constate une forte production pendant les vagues de chaleur, aidée par l’ensoleillement. Son PDF retient 5,9 GW de capacité supplémentaire entre juillet 2025 et juillet 2026 (p. 6). Davantage de panneaux et beaucoup de lumière ont accompagné la hausse : selon le document retenu, la production progresse d’environ 18 à 21 % sur un an¹.

Voilà pourquoi un calcul de production photovoltaïque doit distinguer rendement, exposition et taille de l’installation. Pour l’éolien, la synthèse RTE relève une faiblesse pendant la vague de juin, sans répétition identique lors des suivantes. L’effet des épisodes chauds varie donc selon la filière et le moment.

Au coucher du soleil, la demande change de visage

Les murs et les planchers emmagasinent de la chaleur puis la restituent progressivement : cette inertie thermique peut prolonger le besoin de refroidissement après le coucher du soleil. L’ADEME explique pourquoi rafraîchir ces surfaces, lorsque l’air extérieur devient plus frais, aide à refroidir le logement. Un climatiseur fonctionne comme une pompe à chaleur en mode froid : il utilise de l’électricité pour extraire de la chaleur à l’intérieur et la rejeter dehors.

RTE relie la hausse de consommation à la climatisation. En juin et juillet, la demande brute augmente de 4 à 5 % sur un an et se renforce en début de soirée, tout en restant alors inférieure à la pointe de midi (p. 1–2). Pourquoi le soir réclame-t-il néanmoins de l’attention ? Parce que le réseau doit couvrir la demande résiduelle, ici définie comme la consommation moins la production solaire et éolienne.

Un jour réel : le 10 juillet 2026. Les données éCO2mix de RTE, relevées au quart d’heure, permettent de faire le calcul sur la journée de la décision concernant Bugey. Le minimum du besoin résiduel est atteint à 13 h 30 : 54,878 GW de consommation moins 20,422 GW de solaire et 3,499 GW d’éolien donnent 30,957 GW. À 20 h, les mêmes séries donnent 53,584 − 3,184 − 6,297 = 44,103 GW³.

Entre le creux de 13 h 30 et 20 h, la consommation baisse d’environ 1,3 GW, mais le besoin résiduel monte de 13,1 GW. Le recul du solaire est bien plus fort que la baisse de la demande ; la hausse de l’éolien ne comble qu’une partie de cet écart.

La vitesse de la remontée compte aussi : la plus forte hausse entre deux mesures espacées d’une heure atteint 4,465 GW, soit environ 4,5 GW en une heure, entre 17 h 15 et 18 h 15. Ce calcul décrit le besoin résiduel national, pas la montée en puissance d’une centrale particulière.

Télécharger les 96 mesures et le calcul du besoin résiduel (CSV).

Ce creux diurne suivi d’une remontée illustre le mécanisme de la « courbe du canard » : le solaire creuse le besoin résiduel en journée, puis ce besoin remonte au couchant. Le nucléaire, l’hydraulique, les autres centrales, le stockage, les échanges et le déplacement de certains usages participent à cet équilibre. La difficulté tient aussi à la rapidité de la remontée, pas seulement au niveau maximal de consommation.

Du gaz surtout le soir, aussi pour exporter

Le thermique fossile passe de 2,6 à 4,1 TWh, soit près de 58 % de hausse, avec plus de 90 % issus du gaz. Selon la synthèse RTE, les centrales à gaz ont surtout fonctionné entre 18 heures et minuit, notamment pour exporter vers des voisins et y éviter des moyens plus coûteux. Leur progression ne prouve donc pas que la France aurait manqué d’électricité sans elles pour ses seuls besoins intérieurs.

Plus de consommation, un solde toujours exportateur

L’addition des consommations mensuelles donne une hausse indicative de 4,1 %². Ces valeurs décrivent la demande, pas les parts du mix, calculées sur l’ensemble de la production. Le solde exportateur représente les exportations moins les importations (RTE, p. 1 et 8).

Exporter ne protège pas des prix européens du gaz, dont RTE relie la hausse au conflit en Iran et au blocage d’Ormuz. L’effet sur la facture dépend ensuite du contrat, de l’acheminement et des taxes, rappelle la CRE.

Pourquoi ce n’est pas une répétition de 2022

Chaleur, eau rare et tensions gazières rappellent 2022. Mais RTE souligne que la capacité de production bas-carbone rapportée à la demande a augmenté depuis cette crise. Le système de départ est différent ; les mêmes pressions ne produisent pas automatiquement les mêmes conséquences.

Des lignes qui chauffent et se rapprochent du sol

Un câble chaud se dilate et s’affaisse davantage entre ses pylônes : il se rapproche du sol ou des arbres, explique RTE. À vent comparable, un air plus chaud évacue moins bien sa chaleur ; pour préserver les distances de sécurité, il peut donc falloir réduire l’intensité électrique admissible, autrement dit la quantité de courant autorisée dans la ligne (adaptation du réseau). Près d’un incendie, les fumées favorisent aussi l’amorçage d’un arc électrique, une décharge à travers l’air, ce qui peut conduire à une mise hors tension préventive pour protéger les secours et les installations (RTE/SDIS, p. 25).

Les effets combinés de la chaleur, de la sécheresse et des incendies concernent donc autant les centrales que les chemins empruntés par leur électricité. Produire assez sur l’ensemble d’un été laisse une autre question ouverte : à chaque heure, avec quelle eau, quel soleil et quelles lignes peut-on acheminer cette énergie ?

Notes de méthode

1. Solaire. Le graphique suit le PDF : 15,1 TWh et +5,9 GW de capacité. La synthèse indique 14,8 TWh et +5,4 GW. Sur une base de 12,5 TWh en 2025, les hausses calculées sont respectivement +20,8 % et +18,4 %. La fourchette arrondie décrit deux versions documentaires, pas un intervalle statistique. Divergence encore présente lors de la vérification du 28 septembre 2026.

2. Consommation. Cumuls des mois publiés : 33,1 + 34,7 + 31,3 = 99,1 TWh en 2026 ; 31,8 + 33,1 + 30,3 = 95,2 en 2025. Août est provisoire et hors Corse dans les deux séries. La comparaison conserve cette réserve de périmètre. « Brute » signifie ici non corrigée de la météo et du calendrier. Le bilan RTE est préliminaire.

3. Courbes du 10 juillet. 96 valeurs par série, de 0 h à 23 h 45, en heure de Paris (UTC+2), issues du jeu national éCO2mix « temps réel ». Ces données provisoires combinent télémesures, forfaits et estimations ; ce ne sont pas encore des comptages définitifs. Aucune valeur manquante dans les trois séries utilisées ; aucune interpolation ni moyenne horaire. Les points sont reliés pour la lecture. Les MW sont divisés par 1 000 pour obtenir des GW. La demande résiduelle est calculée par LesPreuves, consommation moins solaire et éolien ; elle n’est ni la production de gaz ni un bilan incluant séparément stockage et échanges. La journée a été choisie pour son lien avec le récit de Bugey, avant lecture de son profil, pas comme moyenne de l’été. Le minimum est recherché parmi les 96 valeurs. La hausse maximale sur une heure est calculée sur les 92 paires de mesures séparées par quatre pas de 15 minutes ; elle ne représente pas une dérivée instantanée.

Sources consultées le 28 septembre 2026. Les dates indiquées sont celles de publication lorsqu’elles sont disponibles.