Au Bugey (01) comme à Saint-Alban (38), la température du Rhône contraint régulièrement EDF à réduire sa production. Dans les Alpes, le manque d’eau affecte simultanément les barrages hydroélectriques. Aucun bilan ne permet encore d’isoler précisément le coût des canicules de 2026, mais les pertes de production, la volatilité des prix et les investissements annoncés dessinent une facture croissante.
L’été 2026 transforme un risque ponctuel en contrainte économique récurrente. Juin a été le mois de juin le plus chaud jamais enregistré en France. Juillet a ensuite battu le record national tous mois confondus, avec une température moyenne de 24,9 °C et un déficit pluviométrique important. Trois vagues de chaleur nationales se sont ainsi succédé depuis la mi-juin, selon Météo-France, quatre en comptant celle de fin mai 2026, et donc cinq en comptant celle qui vient de se terminer.
Pour le système électrique régional, la chaleur agit deux fois. Elle réchauffe les cours d’eau utilisés pour refroidir les centrales nucléaires et réduit les débits disponibles pour produire de l’hydroélectricité. Elle augmente parallèlement la consommation : RTE estime que chaque degré supplémentaire entraîne une demande de 0,7 à 1 gigawatt, principalement liée à la climatisation.
Près de la moitié de l’électricité régionale exposée à l’eau
Auvergne-Rhône-Alpes occupe une place particulière dans cette équation. La région a produit 119,2 térawattheures d’électricité en 2025, soit 21,8 % de la production nationale. Le nucléaire en représentait 84,6 TWh et l’hydraulique 27,2 TWh. À elles seules, ces deux filières fournissaient près de 94 % de l’électricité régionale.
Cette concentration constitue une force industrielle, mais aussi une dépendance à la ressource en eau. Le parc régional dispose de 13,6 GW de puissance nucléaire et de 11,5 GW de puissance hydraulique, selon le bilan régional de RTE.
Au Bugey, dans l’Ain, l’eau du Rhône sert au refroidissement des réacteurs. Lorsque sa température amont devient trop élevée, EDF doit diminuer leur puissance pour limiter l’échauffement supplémentaire du fleuve. La centrale de Saint-Alban, en Isère, située elle aussi au bord du Rhône, est soumise à des contraintes comparables.
En juillet, l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection a temporairement assoupli les limites de rejets thermiques applicables aux réacteurs 4 et 5 du Bugey. RTE avait estimé leur maintien à une puissance minimale nécessaire à la sécurité du réseau. L’autorisation imposait une surveillance renforcée du milieu aquatique et un échauffement inférieur à 1 °C entre l’amont et l’aval de la centrale.
Cette décision illustre un arbitrage devenu régulier : réduire la production électrique ou accepter temporairement davantage de chaleur dans un fleuve déjà soumis à des températures et à des débits exceptionnels. L’ASNR estime que les mesures adoptées restent acceptables pour l’environnement au regard des observations passées. Leur coût écologique éventuel demeure toutefois absent des comptes financiers d’EDF.
Plus d’un million d’euros par heure au pic des restrictions
À l’échelle nationale, EDF indiquait fin juillet avoir arrêté trois réacteurs et réduit la puissance de neuf autres au plus fort des épisodes caniculaires. Mi-août, jusqu’à 9,4 GW de capacités nucléaires ont été simultanément retirés ou limités par la chaleur, les faibles débits et les contraintes de refroidissement.
Le prix français de l’électricité pour livraison le lendemain avait alors atteint 154,50 euros par mégawattheure. À ce niveau de prix, 9,4 GW indisponibles pendant une heure correspondent à environ 1,45 million d’euros de valeur brute d’électricité qui ne peut pas être produite.
Ce calcul donne seulement un ordre de grandeur. Il ne représente pas une perte nette pour EDF : les réductions évoluent au cours de la journée, une partie de l’électricité est vendue à l’avance et d’autres moyens de production peuvent prendre le relais. Il montre néanmoins que quelques heures de restriction pendant une période de prix élevés peuvent rapidement représenter plusieurs millions d’euros.
L’approvisionnement français n’a pas été menacé et le pays est resté exportateur. Le coût économique se manifeste surtout par une production moins abondante, des recettes perdues pour l’opérateur et une hausse ponctuelle des prix de gros.
Les entreprises disposant de contrats indexés sur le marché sont les plus directement exposées.
Les barrages perdent aussi de l’eau et de la valeur
L’hydroélectricité présente une vulnérabilité différente. Les installations restent disponibles, mais leur production dépend du remplissage des retenues, de la neige accumulée pendant l’hiver et des débits des cours d’eau.
En 2025, la production hydraulique d’Auvergne-Rhône-Alpes avait déjà reculé de 16,8 %, à 27,2 TWh. Cela représente environ 5,5 TWh de moins qu’en 2024.
Cette variation ne peut pas être entièrement attribuée au dérèglement climatique : l’année de comparaison avait été particulièrement favorable et l’hydraulicité varie naturellement. Elle donne cependant une idée de l’exposition économique du secteur. Avec une valeur de gros comprise, à titre illustratif, entre 50 et 100 euros par MWh, un écart de 5,5 TWh représente entre 275 et 550 millions d’euros d’électricité.
Pour le premier semestre 2026, EDF fait état d’une production hydraulique nette française de 20,8 TWh, contre 21,8 TWh un an auparavant. La baisse de la production hydraulique en France et en Italie a pesé à hauteur d’environ 200 millions d’euros sur son excédent brut d’exploitation. Cette somme ne permet pas d’isoler la part des barrages alpins, ni celle directement imputable aux canicules.
Fin juillet, la direction d’EDF anticipait une baisse de production hydraulique de 2 à 3 % sur l’année. Elle soulignait que cette diminution ne se traduirait pas nécessairement par une perte financière équivalente : les barrages peuvent conserver de l’eau et produire lorsque les prix sont les plus élevés. Cette flexibilité a toutefois des limites. L’eau stockée sert également au soutien des débits, à l’agriculture, à l’eau potable, au tourisme et au fonctionnement des écosystèmes.
Une baisse de rentabilité impossible à attribuer entièrement au climat
EDF prévoit désormais un EBITDA 2026 inférieur d’environ 10 % à celui de 2025, alors que le groupe anticipait auparavant un simple recul. Son communiqué financier cite la baisse des prix de marché et les canicules.
La chaleur ne peut cependant pas être tenue pour responsable de l’ensemble de cette dégradation. Au premier semestre, l’EBITDA d’EDF a reculé de 15,5 à 14,1 milliards d’euros, principalement en raison de prix de vente moins favorables. La production nucléaire française a même progressé de 8 TWh par rapport à 2025. Le coût climatique apparaît donc encore limité à l’échelle annuelle, mais concentré sur quelques journées durant lesquelles l’électricité vaut cher et le réseau dispose de moins de marges.
La Cour des comptes estimait en 2023 que les contraintes climatiques réduisaient en moyenne la production nucléaire d’environ 1 %. Cette proportion paraît modeste, mais elle augmente lors des étés extrêmes et concerne principalement six centrales situées au bord de fleuves. La Cour évaluait alors les dépenses spécifiquement consacrées à l’adaptation du parc nucléaire à environ un milliard d’euros pour les années passées et 600 millions supplémentaires sur quinze ans.
EDF annonce désormais 8,7 milliards d’euros d’investissements climatiques au cours des quinze prochaines années. Ce périmètre est beaucoup plus large : il inclut le nucléaire, l’hydroélectricité et les installations ultramarines. Les deux évaluations ne sont donc pas directement comparables. Leur évolution montre néanmoins que l’adaptation devient un poste industriel à part entière.
Une facture appelée à devenir structurelle
Les données du programme scientifique Explore2 renforcent cette perspective. La ressource en eau renouvelable a déjà diminué de 14 % en France en quinze ans.
Dans un scénario de fortes émissions, les débits estivaux des cours d’eau pourraient reculer d’environ 50 % dans les Alpes à la fin du siècle. La fonte plus précoce de la neige déplacerait également une partie de l’eau disponible vers l’hiver et le printemps, au détriment de l’été.
Le coût des canicules ne se résume donc pas aux mégawattheures perdus. Il comprend les réductions de production, les variations de prix, les travaux d’adaptation, la surveillance environnementale et les arbitrages entre énergie, eau potable, agriculture, tourisme et biodiversité.
En 2026, aucune donnée publique ne permet encore d’établir une facture régionale consolidée. Les ordres de grandeur disponibles atteignent déjà plusieurs centaines de millions d’euros pour les variations annuelles de l’hydraulique et potentiellement plusieurs millions lors des journées de forte restriction nucléaire. À cela s’ajoutent les 8,7 milliards d’euros que l’électricien public prévoit d’engager pour maintenir ses installations dans un climat plus chaud.
Sources : cet article s’appuie sur les bilans électriques de RTE, les résultats semestriels et la présentation financière d’EDF, les décisions de l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection, les relevés de Météo-France, le rapport de la Cour des comptes consacré à l’adaptation du parc nucléaire et les projections hydrologiques Explore2 pilotées par l’Inrae et l’Office international de l’eau. Les chiffres d’EDF doivent être lus comme ceux de l’exploitant directement concerné ; ils ont été confrontés aux données du gestionnaire de réseau, du régulateur nucléaire et des organismes scientifiques publics.
Photo à la une : © Département de l’Ain.
Cet article a été rédigé avec l’appui d’un outil d’intelligence artificielle générative, à partir des données collectées par ECO Savoie Mont Blanc.
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