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La vague de chaleur qui a frappé la France fin juin 2026 n’a pas seulement fait grimper les thermomètres. Elle a aussi mis sous tension le marché de gros de l’électricité, avec des variations de prix parmi les plus fortes observées depuis la crise énergétique de 2022.
Des prix en forte hausse à partir de 18 heures
Dans son observatoire des prix de l’électricité, Storio Energy, une entreprise qui installe, exploite et finance des batteries sur des sites industriels, constate que la canicule de fin juin a nettement accru la volatilité des prix sur le marché spot. Les tarifs se sont particulièrement tendus en fin de journée, à partir de 18 heures, avec des niveaux qui ont frôlé les 200 €/MWh, voire dépassé 300 €/MWh lors des pics.
Ce constat rejoint celui d’autres observateurs du marché. Le 23 juin, le prix de gros a atteint près de 280 €/MWh en soirée, un niveau plus vu depuis août 2023. Le lendemain, certaines estimations évoquent même un pic à 433 €/MWh, tandis que le 26 juin, le tarif serait passé de 114 €/MWh à 13 heures à 333 €/MWh à 20 heures. Ces écarts d’une source à l’autre s’expliquent par des méthodologies et des jours de relevé différents, mais tous confirment la même dynamique : un marché qui s’embrase chaque soir, une fois le soleil couché.
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Storio Energy va plus loin dans la comparaison européenne et évoque des niveaux atteignant 700 €/MWh en Allemagne et jusqu’à 1 000 €/MWh en Belgique. Ces chiffres, qui proviennent de la seule note de l’entreprise, sont sensiblement supérieurs à ceux rapportés par d’autres sources pour la même période, qui font état d’un pic allemand autour de 615 €/MWh le 23 juin. Cette différence mérite d’être signalée : elle peut tenir à un jour ou une heure de relevé distincts, mais elle illustre aussi la nécessité de croiser les sources sur des données aussi volatiles.
Une demande tirée par la climatisation, une offre resserrée
Du côté de la consommation, Storio Energy évoque une demande en hausse de près de 10 GW en pointe, soit environ 15 %, portée par l’usage massif de la climatisation. D’autres études, comme celle réalisée par Hello Watt, avancent une hausse de 31 % de la consommation liée à la climatisation chez les ménages équipés, les 21 et 22 juin. Les deux chiffres ne mesurent pas exactement la même chose, l’un portant sur la demande nationale globale, l’autre sur le seul poste climatisation résidentielle, mais ils convergent sur un point : l’usage des climatiseurs a nettement pesé sur le réseau en soirée.
Côté production, la canicule a aussi réduit la marge de manœuvre du parc nucléaire. Une étude du cabinet britannique WSP, relayée par pv magazine France, montre que l’excédent de production que la France exporte habituellement vers ses voisins l’après-midi est tombé de 11 à 12 GW en début de mois à moins de 3 GW le 24 juin, la journée la plus chaude de l’épisode. En cause : les seuils réglementaires de température imposés aux fleuves, autour de 28°C, qui ont contraint EDF à réduire la puissance de plusieurs réacteurs refroidis par le Rhône, la Garonne ou la Seine. Le réacteur de Golfech, dans le Tarn-et-Garonne, a ainsi été totalement arrêté fin juin pour raisons environnementales, selon EDF.
Il faut toutefois nuancer l’ampleur du phénomène : sur l’ensemble du mois de juin, le volume total des exportations françaises est resté conforme aux moyennes des années précédentes, autour de 7,55 TWh, et la disponibilité moyenne du parc nucléaire était même supérieure à celle de juin 2024 et 2025. RTE n’a identifié aucun risque pour la sécurité d’approvisionnement. C’est donc moins le volume que la répartition dans la journée qui a changé, avec une marge disponible qui s’est resserrée précisément aux heures de plus forte chaleur.
Face à cette tension, le gaz a été rappelé en soirée, jusqu’à 5 GW selon Storio Energy, pour compenser le repli du nucléaire et l’absence de vent, l’anticyclone responsable de la canicule ayant aussi limité la production éolienne sur une grande partie du mois.
Un mois de juin en deux temps
Le mois avait pourtant démarré sur une tendance inverse. Une production éolienne abondante, jusqu’à 14 GW en pointe, avait tiré les prix vers le bas durant les premiers jours de juin. La situation était ensuite restée relativement stable jusqu’au 15 juin, avec des prix nuls en après-midi, portés par la production solaire, et des pics modérés autour de 100 €/MWh en soirée vers 21-22 heures, moments où les centrales thermiques européennes fixent le prix marginal via les interconnexions. En France, quasiment aucune centrale à gaz n’avait alors été sollicitée.
Un spread record sur le premier semestre
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Au bilan du premier semestre 2026, l’écart quotidien moyen entre le prix horaire le plus bas et le plus haut s’établit à 123 €/MWh. Il s’agit d’un niveau record, qui progresse d’année en année, en hausse de 25 % par rapport au premier semestre 2025. Storio Energy souligne que ce spread représente désormais plus du double du coût de revient d’un cycle de charge et décharge d’une batterie industrielle, amorti sur quinze ans, aussi appelé Levelized Cost of Storage.
Ce constat illustre un changement structurel du marché français de l’électricité : la part croissante du solaire tire les prix vers zéro en journée, tandis que la pointe du soir, plus dépendante du gaz et désormais plus souvent contrainte côté nucléaire lors des épisodes de canicule, concentre l’essentiel de la valeur. Pour les acteurs capables de décaler leur consommation ou de stocker de l’énergie en journée pour la restituer le soir, cet écart croissant devient un signal économique de plus en plus net.
