À Golfech, quelques dixièmes de degré ont suffi à arrêter le dernier réacteur encore disponible. Electricité de France (EDF) a stoppé l’unité nº 2 le 8 août à 21 heures, alors que la température moyenne de la Garonne en aval devait atteindre la limite réglementaire de 28 °C.
L’autre réacteur étant déjà en maintenance, le site ne produisait alors plus d’électricité. Il ne s’agissait toutefois pas d’un incident de sûreté : cet arrêt devait éviter que l’eau utilisée par la centrale, restituée dans le fleuve environ 0,2 °C plus chaude en moyenne, n’aggrave les effets de la canicule sur le milieu aquatique.
Cet épisode n’est plus exceptionnel. Le même réacteur avait déjà été arrêté le 29 juillet, avant d’être reconnecté au réseau le 7 août puis de nouveau stoppé dès le lendemain. D’autres unités situées sur le Rhône, la Meuse et la Moselle ont également subi des restrictions cet été, illustrant une contrainte encore limitée à l’échelle nationale, mais appelée à s’accentuer avec le réchauffement climatique.
Ces limitations interviennent alors que la demande montre les premiers signes d’une reprise. Corrigée des effets météorologiques, la consommation française d’électricité a progressé de 1 % au premier semestre 2026, à 230,6 térawattheures, selon Réseau de transport d'électricité (RTE).
Cette hausse, principalement portée par l’industrie et le secteur résidentiel, reste légère et la consommation demeure environ 6 % inférieure à son niveau d’avant les crises sanitaire et énergétique. RTE juge donc prématuré de conclure à une reprise durable.
Les besoins devraient néanmoins progresser avec l’électrification des transports, de l’industrie et des bâtiments. La politique énergétique française vise à faire passer la part de l’électricité dans la consommation finale d’énergie de 27 % en 2024 à 34 % en 2030, puis 38 % en 2035.
La chaleur agit parallèlement sur les deux côtés du réseau : elle augmente le recours à la climatisation au moment où certains réacteurs doivent ralentir. RTE estime que la demande estivale peut passer d’environ 51 gigawatts par températures normales à près de 60 GW pendant une canicule. Au-delà de 25 °C, chaque degré supplémentaire entraîne une hausse de puissance appelée comprise entre 0,7 et 1,1 GW.
Les arrêts temporaires de réacteurs et les coupures de courant enregistrées pendant la canicule ont une origine commune, les fortes températures, mais résultent de mécanismes différents. Aucun lien de causalité direct n’a été établi entre ces deux phénomènes.
À Golfech, EDF a arrêté temporairement un réacteur afin de respecter la limite réglementaire fixée pour la température de la Garonne. L’installation pouvait continuer à fonctionner sur le plan technique, mais le rejet de l’eau utilisée pour son refroidissement risquait d’accentuer le réchauffement du fleuve. La mesure répondait donc à une exigence de protection du milieu aquatique, et non à un incident de sûreté.
Les coupures subies par certains usagers relevaient, quant à elles, de défaillances locales du réseau de distribution. Lorsque la chaleur persiste, les câbles souterrains, leurs jonctions et leurs isolants évacuent plus difficilement la chaleur accumulée, notamment dans les villes où le goudron et le béton maintiennent des températures élevées jusque dans le sous-sol.
Un câble insuffisamment refroidi, une jonction trop sollicitée ou un isolant fragilisé peuvent alors déclencher automatiquement les dispositifs de protection. L’alimentation est interrompue afin d’éviter des dégâts plus importants sur les équipements. La hausse de la consommation liée à la climatisation accentue parallèlement leur sollicitation.
La canicule agit ainsi simultanément sur plusieurs maillons du système électrique : elle augmente la consommation, peut limiter la production de certains réacteurs pour des raisons environnementales et fragilise localement les équipements de distribution. Ces effets peuvent se cumuler comme facteurs de tension, sans que les coupures observées résultent directement des arrêts de réacteurs.
La France connaît depuis le 28 juillet sa troisième vague de chaleur de l’été. Avec une température moyenne de 24,9 °C, juillet 2026 a été le mois le plus chaud jamais enregistré dans le pays depuis le début des relevés en 1900, d’après Météo-France. Le déficit de précipitations a approché 70 %.
Des images prises en août 2024, 2025 et 2026 par les satellites Sentinel-3 du programme européen Copernicus montrent une végétation nettement plus asséchée cette année. Plus de 85 % de la France se trouvait sous avertissement ou alerte sécheresse à la mi-juillet, contre environ 65 % en 2025 et moins de 2 % en 2024.
Fin juillet, 1 373 petits cours d’eau connaissent une rupture d’écoulement ou un assèchement total, soit 43 % des stations contrôlées par l’Office français de la biodiversité. Il s’agit de la situation la plus critique observée à cette période depuis la création du réseau de suivi en 2012, devant 2022.
Les réserves souterraines se dégradent également : 94 % des nappes phréatiques surveillées étaient en baisse en juillet et 63 % affichaient un niveau inférieur aux normales mensuelles, selon le Bureau de recherches géologiques et minières (BRGM.
Ces indicateurs ne déterminent pas directement la situation des grands fleuves utilisés par les centrales. Ils témoignent cependant d’une tension générale sur la ressource : une eau moins abondante se réchauffe plus facilement et permet une dilution moins importante des rejets.
L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection distingue les limites environnementales des difficultés de sûreté. Une centrale peut résister techniquement à une canicule tout en devant réduire sa production pour protéger le cours d’eau.
La sécheresse peut ajouter une seconde contrainte : un débit trop faible limite les prélèvements nécessaires au refroidissement et la capacité de dilution de certains rejets autorisés. Les seuils diffèrent selon les caractéristiques de chaque centrale et de son milieu.
Les études réalisées par EDF après la canicule de 2022 n’ont pas mis en évidence d’effet supplémentaire significatif des rejets thermiques sur les écosystèmes par rapport aux conséquences générales de la chaleur. Des variations temporaires des populations de poissons ont néanmoins été constatées au Bugey et à Saint-Alban, avant un retour à une situation comparable aux années précédentes.
La Cour des comptes juge les effets du climat sur la disponibilité du parc encore limités, mais appelés à augmenter avec la fréquence des vagues de chaleur, des sécheresses et des périodes de faible débit.
Elle évalue les investissements directement consacrés à l’adaptation à environ un milliard d’euros pour la période passée et à 600 millions d’euros pour les quinze années suivant son rapport de 2023. La Cour souligne également la nécessité d’intégrer ces contraintes aux futurs réacteurs susceptibles de fonctionner jusqu’à la fin du siècle.
Ces arrêts estivaux n’ont pas, à ce stade, fragilisé l’approvisionnement national. La production nucléaire française a atteint 189,9 TWh au premier semestre 2026, soit 8 TWh de plus qu’un an auparavant, selon EDF.
Le nucléaire représentait 68,1 % de l’électricité produite en France en 2025. La même année, le pays a enregistré un record de 92,3 TWh d’exportations nettes, d’après RTE. La production française a en outre augmenté de 4,6 % au premier semestre 2026, davantage que la consommation.
La situation diffère donc de 2022, lorsque de nombreux réacteurs étaient simultanément indisponibles pour maintenance ou en raison de problèmes de corrosion. La France était alors devenue importatrice nette d’électricité pour la première fois depuis 1980.
Le nucléaire réduit la dépendance française au gaz, au pétrole et au charbon, mais ne garantit pas une autonomie complète. La France n’extrait plus d’uranium et importe toute la matière naturelle nécessaire à ses réacteurs.
La rupture entre Orano et le Niger a ravivé les interrogations sur cet approvisionnement. Le groupe français accuse les autorités nigériennes d’avoir pris « de nombreuses mesures en violation des titres miniers accordés » et affirme avoir été « exproprié [...] en dehors de toute procédure régulière et sans aucune indemnisation ». Plusieurs procédures d’arbitrage international ont été engagées.
Orano écarte cependant le risque d’une pénurie provoquée par la seule perte du Niger.
« Le groupe possède des actifs miniers diversifiés géographiquement, au Canada et en Asie centrale, qui lui permettent d’assurer la sécurité d’approvisionnement en uranium pour ses clients, et ce sans ressources nigériennes », a-t-il indiqué à Anadolu.
Le groupe développe ou prolonge également des activités au Canada, au Kazakhstan, en Mongolie et en Ouzbékistan. Il précise toutefois qu’EDF achète son uranium auprès de plusieurs opérateurs : les déclarations d’Orano portent donc sur ses propres capacités et non sur l’ensemble des contrats d’approvisionnement du parc français.
La France dispose aussi de réserves. Orano estime que le stock d’uranium naturel présent sur le territoire équivaut à « deux ans de production d’électricité nucléaire ». À cela s’ajoutaient, fin 2023, 341 000 tonnes d’uranium appauvri, représentant potentiellement « huit à neuf ans d’approvisionnement ».
Cette seconde réserve n’est pas immédiatement utilisable : elle doit être réenrichie avant de contribuer à la fabrication de nouveaux combustibles. Orano affirme avoir déjà réenrichi 60 000 tonnes de cette matière par le passé.
Pour renforcer les capacités occidentales, le groupe investit plus de 1,7 milliard d’euros afin d’augmenter de 30 % la capacité de son usine d’enrichissement Georges-Besse-II, au Tricastin. Cette opération consiste à accroître la proportion d’uranium pouvant être utilisée dans les réacteurs.
Le traitement des combustibles usés permet enfin, d’après Orano, de récupérer jusqu’à 96 % de leur matière. Le recyclage du plutonium économiserait actuellement environ 10 % des besoins en uranium naturel, une proportion pouvant atteindre 25 % avec la réutilisation de l’uranium issu du traitement.
Les arrêts climatiques et la rupture avec le Niger ne menacent donc pas, à court terme, l’approvisionnement électrique français. Mais la stratégie nationale repose sur une équation appelée à se resserrer : produire davantage d’électricité pour remplacer les énergies fossiles, alors que les canicules stimulent certains usages, notamment la climatisation, et réduisent ponctuellement la disponibilité de réacteurs installés au bord des fleuves.
La question n’est donc pas celle d’une pénurie immédiate, mais de la capacité du nucléaire français à conserver durablement une production suffisante dans un pays plus chaud, davantage électrifié et soumis à des tensions croissantes sur l’eau et les matières premières.
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