Prix de l'électricité été 2026 : canicule et nucléaire

Consultant & courtier en énergie

Été 2026 : spot à 109 €/MWh en juillet-août contre 56 € en 2025, 13,4 GW nucléaires à l'arrêt, pic à 487 €. Causes, mécanismes et effet sur votre budget 2027.

L'essentiel en une minute

En été, tout se joue désormais en début de soirée : le solaire s'efface, une centrale à gaz fixe le prix, et le moment où vous consommez pèse autant que la quantité.
Le marché à terme a intégré ce risque sur 2027 : 83,31 €/MWh à la clôture du 22 septembre 2026, contre 57,18 €/MWh pour 2028.
Les pointes d'hiver se paient aussi : depuis le 1er novembre 2026, la capacité est facturée selon votre consommation aux heures de pointe (7h-10h et 17h-20h), à 18 646,6 €/MW pour l'hiver 2026-2027.
Ne signez pas 2027 seul : comparez-le à une offre 2027-2029 et à un achat fractionné, avec votre courbe de charge en main.

L’électricité a coûté environ deux fois plus cher cet été qu’en 2025 : le prix spot français a atteint environ 109 €/MWh en moyenne sur juillet-août 2026, contre 56 €/MWh un an plus tôt, avec un pic à 487 €/MWh le 13 août à 19h45. La cause principale est la canicule : jusqu’à 13,4 GW de nucléaire indisponibles, une hydraulique au plus bas et davantage de centrales à gaz appelées, avec un gaz lui-même cher. Ce n’est pas un effondrement du système : la France est restée exportatrice. Mais l’été 2026 envoie un message clair pour vos contrats 2027 : le moment où vous consommez pèse désormais autant que la quantité.

Combien l’électricité a-t-elle coûté cet été ?

Le prix spot est le prix de l’électricité échangée la veille pour le lendemain sur la bourse européenne. C’est la référence des contrats indexés et, indirectement, de tous les prix fixes proposés par les fournisseurs.

Voici les moyennes mensuelles, arrêtées au 23 septembre 2026 :

Prix spot France (€/MWh)	2025	2026	Écart
Juin	41	66,1	+61 %
Juillet	58	95,2	+64 %
Août	54	122,8	×2,3
Septembre (1er au 23 en 2026)	35	139,8	×4
Moyenne juillet-août	56	109	×1,9

Source : EPEX SPOT (groupe EEX) ; juillet et août 2026 confirmés par RTE. Septembre 2026 est partiel.

Pour mémoire, la moyenne annuelle 2025 était de 61 €/MWh (58 € en 2024), selon le bilan électrique de RTE. Beaucoup de contrats en cours ont été signés sur ces références. L’été 2026 en est très loin.

Le pic du 13 août à 19h45, à 487,4 €/MWh, est le prix le plus élevé observé en France depuis décembre 2022. RTE relève plusieurs pointes au-delà de 400 €/MWh pendant les épisodes de chaleur.

Pourquoi la canicule a-t-elle fait flamber les prix ?

Quatre moteurs se sont additionnés. RTE les a détaillés dans son bilan de l’été publié le 21 septembre 2026 (période juin-août).

Le nucléaire contraint par la température des rivières

C’est le premier facteur. Jusqu’à 13,4 GW de nucléaire ont été indisponibles le 17 août, sur 15 réacteurs répartis dans 8 centrales, soit 21 % de la capacité installée. RTE estime qu’environ 10 TWh auraient pu être produits sans ces indisponibilités liées au climat. C’est bien plus que le précédent record de 2003 (6 TWh).

Le parc a pourtant produit 83,7 TWh de juin à août, presque autant qu’en 2024 (83,5 TWh) et 2025 (84,4 TWh). Il était très disponible avant la chaleur. Le problème est concentré sur les jours les plus chauds, précisément quand la demande de climatisation grimpe.

Pourquoi un réacteur doit baisser sa puissance quand l’eau est chaude

Le mécanisme est réglementaire, pas technique. Une centrale refroidit son condenseur avec l’eau d’un fleuve ou de la mer, puis la rejette plus chaude. Pour protéger les écosystèmes, l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) fixe pour chaque centrale des limites sur ces rejets :

l’échauffement maximal de l’eau entre l’amont et l’aval de la centrale ;
pour la plupart des sites, une température maximale de l’eau à l’aval.

Quand ces limites risquent d’être dépassées, l’exploitant doit baisser la puissance du réacteur, jusqu’à l’arrêt complet. En période de canicule et de sécheresse, les rivières sont à la fois plus chaudes et moins abondantes : l’eau échauffée se dilue mal. Les centrales en bord de fleuve sont les plus exposées : Bugey, Saint-Alban et Tricastin sur le Rhône, Golfech sur la Garonne, le Blayais sur l’estuaire de la Gironde.

Depuis les canicules de 2003 et 2006, un second niveau de limite, plus permissif, est prévu dans les décisions de l’ASNR. Il ne peut être utilisé que si RTE a besoin d’un minimum de production pour la sécurité du système électrique, et pour quelques semaines au plus. Autrement dit, tant que le réseau tient, la règle environnementale prime. Cet été, le réseau a tenu : EDF a donc dû moduler.

Gravelines et les méduses

Toutes les pertes ne venaient pas des rivières. À Gravelines (Nord), centrale refroidie par l’eau de mer, 1,8 GW ont été arrêtés à cause d’un afflux exceptionnel de méduses, qui perturbe les prises d’eau de refroidissement. Ces arrêts sont inclus dans les 13,4 GW du 17 août.

Une hydraulique au plus bas depuis 2022

Les barrages ont produit 10,8 TWh de juin à août, contre 12,3 TWh en 2025. C’est le deuxième été le plus faible en 50 ans, juste après 2022 (10,2 TWh). Les stocks étaient historiquement bas fin août. Or l’hydraulique est la production pilotable qui sert à passer les pointes du soir. Moins d’eau, c’est moins de marge au moment où le prix se forme.

Plus de centrales à gaz, avec un gaz cher

Résultat logique : les centrales thermiques fossiles ont produit 4,1 TWh, contre 2,6 TWh à l’été 2025 et 2,1 TWh en 2024, dont plus de 90 % au gaz. Le volume reste faible. Mais ce sont souvent ces centrales qui fixent le prix, et le gaz TTF est passé d’environ 33 €/MWh en août 2025 à 62 €/MWh en août 2026 (moyennes mensuelles). Pour comprendre pourquoi le gaz a doublé, lisez notre analyse sur Ormuz, le Qatar et le GNL.

Et le solaire ?

Le solaire a produit environ 15 TWh sur l’été, contre 12,5 TWh en 2025, grâce à plus de 5 GW de panneaux supplémentaires en un an. Il a nettement amorti la canicule en journée. Mais il ne produit plus rien à 20h. C’est là que tout se joue.

Pourquoi la pointe du soir fait le prix

Sur le marché spot, le prix de chaque quart d’heure est fixé par la dernière centrale nécessaire pour couvrir la demande : on appelle d’abord les moyens les moins chers (solaire, éolien, nucléaire, hydraulique au fil de l’eau), puis les plus chers. Tous les producteurs reçoivent le prix de la dernière centrale appelée.

À midi, en été, le solaire inonde le marché : les prix sont bas, parfois négatifs. En début de soirée, le scénario s’inverse :

le solaire s’effondre avec le soleil ;
la climatisation résidentielle monte, entre 18h et minuit selon RTE, qui observe que le moment de plus forte hausse de la demande s’est décalé de la fin d’après-midi vers le début de soirée ;
le nucléaire en bord de fleuve est bridé, l’hydraulique manque d’eau.

La dernière centrale appelée est alors une centrale à gaz, ou une importation depuis un pays voisin lui-même dépendant du gaz. RTE estime que chaque degré au-delà de 25 °C ajoute 0,7 à 1,1 GW de consommation.

Ordre de grandeur (calcul indicatif) : une centrale à gaz à cycle combiné consomme environ 1,8 MWh de gaz pour produire 1 MWh d’électricité. Avec un gaz à 62 €/MWh, le seul combustible représente déjà environ 110 €/MWh, avant le coût du CO₂ et les marges. Les pics à près de 500 € traduisent, eux, la rareté ponctuelle : quelques quarts d’heure où l’offre disponible est juste suffisante.

La consommation n’a pourtant pas explosé : la pointe de l’été est restée autour de 60 GW, loin des 90 GW d’une pointe d’hiver. Le prix a flambé parce que l’offre était contrainte au mauvais moment, pas parce que la demande était hors norme.

Le système a-t-il failli lâcher ?

Non. C’est le point rassurant de ce bilan. La France a exporté 23,7 TWh nets de juin à août (24,7 TWh en 2025). Elle est restée exportatrice même pendant les jours les plus tendus.

Sur le marché à terme, l’électricité française cote toujours environ 40 €/MWh sous l’Allemagne. Au premier semestre, RTE relevait un prix à terme 2027 moyen de 54 €/MWh en France contre 89 € en Allemagne et 101 € en Italie. Et EDF a confirmé fin juillet une production nucléaire attendue entre 350 et 370 TWh en 2026 comme en 2027, après un premier semestre en hausse de 8 TWh.

Le problème est donc conjoncturel et saisonnier. Mais il se répétera : les étés chauds ne sont plus une exception.

Dernier élément à surveiller : l’EPR de Flamanville a été déconnecté du réseau dans la nuit du 26 septembre pour sa première visite complète, un contrôle réglementaire programmé sur environ 350 jours. Si ce calendrier est tenu, le réacteur, d’une puissance d’environ 1,6 GW, ne reviendra pas avant l’automne 2027. Il sera donc absent tout l’hiver 2026-2027.

Ce que cela change pour votre entreprise

Le marché à terme a intégré le risque sur 2027

À la clôture du 22 septembre 2026 (EEX, électricité France, livraison en base) :

Année de livraison	Prix à terme	Rappel
2027	83,31 €/MWh	Pic à 92,80 € le 14/09
2028	57,18 €/MWh
2029	54,97 €/MWh
Spot moyen 2025	61 €/MWh	Référence de nombreux contrats

L’année 2027 concentre le stress : 26 €/MWh au-dessus de 2028. Le détail est dans notre point marché de septembre 2026.

Exemple chiffré : ce que l’été a coûté à un contrat indexé

La part énergie de juillet-août passe de 5 600 € à 10 900 €, soit 5 300 € de surcoût, sans doute davantage pour un site actif en fin de journée.PME de 600 MWh indexée sur le spot · voir le calcul

Prenons une PME industrielle de 600 MWh par an, dont 100 MWh consommés en juillet-août, avec un contrat indexé sur le spot (calcul indicatif, part énergie seule, hors profil, réseaux et taxes) :

été 2025 : 100 MWh × 56 €/MWh = 5 600 € ;
été 2026 : 100 MWh × 109 €/MWh = 10 900 € ;
surcoût sur deux mois : 5 300 €.

Si le site tourne surtout en fin de journée, l’écart est probablement plus élevé : c’est à ces heures-là que les pics se sont produits.

Exemple chiffré : l’impact sur votre budget 2027

Au prix à terme 2027, la part énergie atteint 49 986 €, environ 13 400 € de plus qu'au spot moyen 2025 ; couvrir 2027-2029 la ramène à 39 090 € par an.Même PME, 600 MWh à prix fixe · voir le calcul

Même entreprise, 600 MWh par an, à prix fixe (calcul indicatif, part énergie seule) :

au spot moyen 2025 : 600 × 61 € = 36 600 € ;
au prix à terme 2027 du 22/09 : 600 × 83,31 € = 49 986 €, soit environ +13 400 € ;
en couvrant 2027-2029 au prix moyen des trois années (65,15 €) : 600 × 65,15 € = 39 090 € par an.

Signer un an sur 2027 revient à prendre 100 % du pic. Lisser sur trois ans en amortit l’essentiel. Vous pouvez faire le calcul sur vos propres volumes avec notre simulateur d’impact marché.

Votre profil de consommation devient un prix

Les fournisseurs ne vendent pas un « prix du MWh » abstrait. Ils chiffrent votre courbe de charge : combien vous consommez à chaque heure, en été et en hiver. Un site qui consomme beaucoup aux pointes du matin et du soir coûte plus cher à approvisionner qu’un site qui tourne en journée ou la nuit.

Deux conséquences concrètes :

L’été n’est plus une période « bon marché » garantie. Les prix de fin de journée en été 2026 ressemblent à des prix d’hiver.
Les pointes d’hiver seront facturées plus explicitement. Le nouveau mécanisme de capacité démarre le 1er novembre 2026, avec un prix fixé par la CRE à 18 646,6 €/MW pour l’hiver 2026-2027. Il est facturé selon votre consommation aux heures de pointe d’hiver (7h-10h et 17h-20h), du 1er novembre au 31 mars. Tout savoir dans notre guide du mécanisme de capacité.

À l’inverse, les milieux de journée de printemps et d’été sont souvent très bon marché, parfois à prix négatif. Nous détaillons ce phénomène dans notre article sur les prix négatifs de l’électricité.

Ce que je recommande

1. Ne pas signer 2027 seul. Si votre contrat arrive à échéance fin 2026, comparez systématiquement une offre sur 2027 seule, une offre sur 2027-2029 et un achat fractionné. Aux cotations du 22 septembre, l’écart dépasse 25 % sur la part énergie. Notre guide prix fixe ou indexé détaille les options.

2. Récupérer votre courbe de charge. Pour un site équipé d’un compteur communicant, elle est disponible auprès du gestionnaire de réseau. C’est la base de toute négociation sérieuse : sans elle, le fournisseur applique un profil type, souvent défavorable.

3. Identifier ce qui peut sortir des pointes. Ce que j’observe chez nos clients : une part de la consommation (recharge, froid, séchage, air comprimé, lots de production) peut souvent être décalée d’une ou deux heures sans perturber l’activité. Chaque MWh sorti des créneaux 7h-10h et 17h-20h en hiver compte pour la capacité.

4. Vérifier les clauses de votre contrat. Répercussion de la capacité, du profil, des écarts : ces lignes pèsent plus lourd qu’avant. Un contrat « prix fixe » ne l’est pas toujours sur toutes les composantes.

5. Anticiper. Consulter le marché 12 à 18 mois avant l’échéance, avec des seuils de prix fixés à l’avance, évite de signer dans la précipitation un jour de pic. Notre guide pour renouveler votre contrat d’énergie donne la méthode.

Pour un diagnostic de votre contrat et de votre profil, contactez-nous : réponse sous 24h.

Questions fréquentes

Pourquoi le prix de l'électricité a-t-il augmenté pendant l'été 2026 ?

Parce que la canicule a réduit l’offre pilotable au moment où la demande montait : jusqu’à 13,4 GW de nucléaire indisponibles le 17 août, une hydraulique au plus bas depuis 2022, et davantage de centrales à gaz appelées avec un gaz deux fois plus cher qu’en 2025. Le spot a atteint environ 109 €/MWh sur juillet-août, contre 56 € en 2025.

Pourquoi les centrales nucléaires s'arrêtent-elles en cas de canicule ?

Pas pour des raisons de sûreté du réacteur, mais pour protéger les cours d’eau. Chaque centrale doit respecter des limites d’échauffement et de température de l’eau rejetée, fixées par l’ASNR. Quand la rivière est trop chaude ou trop basse, EDF doit réduire la puissance, voire arrêter le réacteur.

Ma facture va-t-elle augmenter à cause de l'été 2026 ?

Si vous êtes indexé sur le spot, c’est déjà le cas sur les factures de juillet à septembre. Si vous êtes à prix fixe, rien ne change jusqu’à l’échéance. En revanche, le prix proposé pour 2027 intègre ce risque : autour de 83 €/MWh à terme au 22 septembre, contre 61 € de spot moyen en 2025.

Faut-il attendre une baisse avant de renouveler ?

Personne ne peut prédire le marché. Le marché à terme anticipe déjà une détente en 2028 et 2029. La stratégie la plus robuste consiste à lisser vos achats sur plusieurs années ou à les fractionner, plutôt qu’à parier sur un seul moment.