Canicule et sécheresse : l'indisponibilité record du nucléaire français fait flamber les prix de l'électricité

Le 10 août 2026, 15,6 % de la puissance nucléaire installée en France était à l'arrêt ou bridée, un taux calculé par l'AFP à partir des données publiques d'EDF et qui marque l'un des niveaux les plus élevés observés depuis au moins une décennie. Ce n'est pas un incident technique isolé : c'est la conséquence directe d'une canicule prolongée conjuguée à une sécheresse qui a fait chuter le débit de plusieurs grands fleuves servant au refroidissement des réacteurs, au moment même où la demande de climatisation tirait la consommation électrique vers le haut.

Des seuils réglementaires dépassés fleuve par fleuve

Le mécanisme est encadré par l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN), qui fixe pour chaque centrale des limites de rejet thermique : l'eau réinjectée dans le milieu naturel ne doit ni dépasser un seuil absolu proche de 28°C, ni réchauffer le cours d'eau de plus de 3°C par rapport à sa température naturelle, afin de préserver la faune aquatique. Or plusieurs rivières ont franchi ces limites cet été. La Meuse, qui alimente la centrale de Chooz dans les Ardennes, est descendue à environ 15 m³/s de débit contre 30 m³/s en moyenne estivale. Le Rhône, qui refroidit Bugey, Tricastin et Saint-Alban, a vu son débit chuter d'environ 40 % par rapport à la normale tout en atteignant localement 27°C. La Garonne, qui dessert Golfech, a oscillé entre 26 et 28°C.

Concrètement, cela s'est traduit le 9 août par l'arrêt complet de trois réacteurs (Chooz 2, Golfech 2 et Bugey 3) et la réduction de puissance de neuf autres, soit environ 5,5 GW de capacité perdue simultanément — l'équivalent de plusieurs réacteurs de taille standard. Depuis le début de l'été, le cumul de production nucléaire perdue pour cause de contraintes environnementales atteindrait environ 4 TWh, dépassant le précédent record décennal d'environ 3 TWh sur une saison entière.

Le marché de gros réagit en temps réel

Cette contrainte physique sur l'offre s'est immédiatement répercutée sur les prix. Sur la bourse EPEX Spot, le prix moyen journalier livré le 10 août s'est établi à environ 126 €/MWh, en hausse de plus de 34 % par rapport à la veille ; le lendemain, il grimpait encore de près de 22 % pour dépasser 142 €/MWh, avec des pointes horaires en soirée qui ont largement dépassé 300 €/MWh lors des heures de tension maximale. Sur l'ensemble du mois d'août, le prix spot moyen ressort autour de 122 €/MWh, en hausse de plus de 28 % par rapport à juillet. Une trajectoire haussière qui s'est ensuite poursuivie sur plusieurs semaines, avec des moyennes hebdomadaires comprises entre 115 et 145 €/MWh et des pointes ponctuelles proches de 185 €/MWh en soirée, la production hydroélectrique restant elle aussi en repli.

La tension n'est pas restée cantonnée à la France. Au même moment, la production éolienne allemande s'est effondrée, passant d'environ 8,1 GW à 4,7 GW, soit près de 60 % en dessous des moyennes saisonnières, provoquant une hausse comparable des prix outre-Rhin, à environ 138,5 €/MWh. Compte tenu de l'interconnexion des marchés européens, les analystes de marché anticipaient à la mi-août la persistance de cette situation tendue au moins jusqu'à la semaine suivante, avec un risque de contagion sur les prix pratiqués en Allemagne comme au Royaume-Uni.

Il faut distinguer cet épisode conjoncturel d'une autre hausse, plus structurelle : le tarif réglementé de vente (TRV), fixé par la Commission de régulation de l'énergie, a lui aussi augmenté de 2,5 % au 1er août, mais pour des raisons sans lien avec la météo — principalement la révision du tarif d'acheminement (TURPE) et du mécanisme de capacité. Les ménages au tarif réglementé ne sont donc pas directement exposés aux à-coups du marché de gros ; ce sont surtout les industriels et les fournisseurs exposés au prix spot qui encaissent l'essentiel du choc à court terme.

Reste que l'épisode confirme un constat déjà documenté par RTE et plusieurs études climatiques : un parc de production historiquement conçu pour un climat plus stable doit désormais composer chaque été avec des contraintes hydriques croissantes. À mesure que ces épisodes de chaleur et de sécheresse se répètent, la question des investissements de résilience — stockage par batteries, effacement de la demande industrielle, renforcement des interconnexions européennes, voire adaptation des systèmes de refroidissement eux-mêmes — devient un enjeu aussi central que la construction de nouvelles capacités de production.