- Le prix de gros de l’électricité a atteint 177,35 euros le mégawattheure en France le 17 août, son niveau le plus élevé des trente derniers jours.
- La canicule conjugue hausse de la consommation, recul de la production éolienne et restrictions imposées aux centrales nucléaires et hydroélectriques.
La chaleur met le système électrique français à rude épreuve. Sur le marché de gros, le prix moyen « day-ahead » de l’électricité a grimpé à 177,35 euros le mégawattheure (MWh) lundi 17 août, selon les données d’EPEX Spot, contre environ 138 euros la veille. À 20 heures, au moment où la production solaire décline alors que la demande demeure élevée, le prix a même atteint 214 euros le MWh.
Cette flambée résulte d’un effet de ciseaux : les besoins en électricité augmentent sous l’effet de la climatisation, tandis que plusieurs moyens de production sont pénalisés par les températures extrêmes, la sécheresse et la faiblesse du vent.
La climatisation fait bondir la consommation
Lors de la vague de chaleur de juin, la demande quotidienne d’électricité avait progressé de 14 % par rapport aux jours précédents. Les épisodes caniculaires peuvent désormais porter les pointes de consommation estivale à près de 60 gigawatts (GW), contre environ 51 GW lorsque les températures restent conformes aux normales saisonnières, selon RTE.
« Dans les périodes de fortes chaleurs, pour chaque degré en plus, la consommation augmente généralement de l’ordre de 0,7 GW à 1 GW, selon les heures de la journée », explique le gestionnaire du réseau de transport d’électricité.
La généralisation des systèmes de refroidissement accentue cette sensibilité. « L’effet de la climatisation se traduit par une augmentation de 10 à 14 GW de consommation en moyenne suivant les pointes cette semaine par rapport à une période équivalente avec des températures de saison », détaillait RTE en juin.
La consommation demeure toutefois nettement inférieure aux pics observés en hiver, lorsque le chauffage électrique peut pousser la demande au-delà de 80 GW. RTE estime ainsi que la canicule n’a pas, à ce stade, menacé la sécurité d’approvisionnement du pays.
Le vent et l’hydraulique en retrait
La hausse des besoins intervient au moment où plusieurs sources de production renouvelable tournent au ralenti. Les situations anticycloniques associées aux vagues de chaleur s’accompagnent fréquemment de vents faibles, réduisant la production des parcs éoliens.
Cette baisse oblige le marché à mobiliser des moyens de production plus coûteux, notamment les centrales à gaz, dont le coût marginal contribue alors à fixer le prix de gros de l’électricité.
La sécheresse pèse parallèlement sur l’hydroélectricité. La diminution du débit des cours d’eau et le recul des réserves disponibles ont réduit la contribution des barrages par rapport à la même période de 2025, selon les données publiées en temps réel par RTE.
Le parc nucléaire confronté à la chaleur des fleuves
Le nucléaire, première source de production électrique en France, constitue l’autre point de tension. Plusieurs réacteurs ont été mis à l’arrêt ou ont réduit leur production ces dernières semaines afin de respecter les limites environnementales applicables lorsque la température des cours d’eau augmente ou que leur débit diminue. Ces contraintes ont notamment affecté les centrales de Chooz, dans les Ardennes, de Cattenom, en Moselle, et de Golfech, dans le Tarn-et-Garonne, selon les informations publiées par EDF et rapportées par Reuters.
Les 57 réacteurs français sont implantés à proximité de la mer ou de cours d’eau afin de disposer de l’eau nécessaire à leur refroidissement. Lorsque la température des fleuves augmente et que leur débit diminue, EDF doit limiter la puissance de certaines unités afin de respecter les seuils réglementaires encadrant les rejets thermiques dans l’environnement.
Au plus fort de l’épisode, l’indisponibilité du parc liée aux contraintes environnementales et à des causes externes a dépassé 20 %. Ce chiffre inclut cependant d’autres incidents, comme l’arrivée massive de méduses qui a perturbé le fonctionnement de la centrale de Gravelines.
Le 14 août, les fortes chaleurs devaient à elles seules retrancher près de 15 % des capacités nucléaires françaises, avec six réacteurs à l’arrêt et plusieurs autres fonctionnant au ralenti, selon les prévisions d’EDF rapportées par Reuters.
EDF prépare 8,7 milliards d’euros d’investissements
Ces restrictions restent ponctuelles et n’ont pas entraîné de pénurie. La France a continué d’exporter de l’électricité vers ses voisins, même si les volumes ont reculé sous l’effet de la baisse de la production nucléaire.
À plus long terme, la répétition des canicules pourrait toutefois affecter davantage les performances du parc. Les limitations liées à la chaleur et au manque d’eau entraînent actuellement une perte annuelle moyenne estimée à 0,3 % de la production nucléaire. Sans nouvelles adaptations, cet impact pourrait atteindre 1,4 % en 2035, puis 1,5 % en 2050.
Pour renforcer la résilience de ses installations, EDF prévoit d’investir 8,7 milliards d’euros d’ici à 2040. Environ la moitié de cette enveloppe doit être consacrée au parc nucléaire, notamment à l’amélioration des systèmes de refroidissement, à la gestion de l’eau et à la protection des sites contre les événements climatiques extrêmes.
La flambée des prix observée cet été illustre ainsi la vulnérabilité croissante du système électrique français face aux épisodes climatiques extrêmes. L’enjeu ne consiste plus seulement à répondre aux pointes de consommation, mais aussi à adapter les moyens de production à des vagues de chaleur, à la sécheresse et à la diminution du débit des cours d’eau.