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On the morning of August 14, France’s nuclear fleet was producing around 32 GW, far below the approximately 45 GW seen on a typical day in March. Heat and drought had forced 13 reactors offline, equal to 20.4% of the country’s nuclear generating capacity, while EDF warned that weather conditions could cause a maximum capacity loss of 12,474 MW between August 14 and September 1.
Le matin du 14 août, le parc nucléaire français produisait environ 32 GW, très loin des quelque 45 GW observés lors d’une journée type en mars. La chaleur et la sécheresse avaient contraint 13 réacteurs à l’arrêt, soit 20,4 % de la capacité de production nucléaire du pays, tandis qu’EDF avertissait que les conditions météorologiques pourraient entraîner une perte maximale de capacité de 12 474 MW entre le 14 août et le 1er septembre.
Solar power was running in the opposite direction. For several weeks, it had supplied up to 35% of France’s electricity generation mix. Ember found that solar generation was 17% above daily normal levels in France and Hungary during the heatwaves of late June and July, while output was 5% above normal in Spain and Italy. The effect is straightforward: sunlight is strongest during the same hot afternoons when air-conditioning increases demand, helping compensate for weaker nuclear and thermal generation.
Le solaire évoluait en sens inverse. Depuis plusieurs semaines, il fournissait jusqu’à 35 % du mix de production électrique français. Ember a constaté que la production solaire dépassait de 17 % les niveaux quotidiens habituels en France et en Hongrie pendant les vagues de chaleur de fin juin et de juillet, tandis qu’elle était supérieure de 5 % aux niveaux habituels en Espagne et en Italie. Le phénomène est simple : l’ensoleillement est le plus fort durant les mêmes après-midi chauds où la climatisation accroît la demande, ce qui contribue à compenser le recul de la production nucléaire et thermique.
France was not alone. Five gas-fired plants in the United Kingdom reduced production, low water levels threatened thermal plants in northeastern Italy, and Hungary’s Paks nuclear plant sharply cut output as the Danube fell to exceptionally low levels. Coal plants in Serbia and Poland also scaled back. Hydropower faced similar strain: seven of the European Union’s eight largest producers recorded generation below their five-year averages.
La France n’était pas seule. Cinq centrales à gaz au Royaume-Uni ont réduit leur production, les faibles niveaux d’eau ont menacé les centrales thermiques du nord-est de l’Italie et la centrale nucléaire hongroise de Paks a fortement réduit sa production alors que le Danube atteignait des niveaux exceptionnellement bas. Des centrales à charbon en Serbie et en Pologne ont également réduit leur activité. L’hydroélectricité a subi des tensions similaires : sept des huit plus grands producteurs de l’Union européenne ont enregistré une production inférieure à leurs moyennes sur cinq ans.
The harder test begins after sunset. Photovoltaic generation falls to zero while demand can remain high, forcing the grid to rely more heavily on dispatchable sources such as gas-fired plants. During the heatwaves in late June and early July, average daily electricity prices increased by 44% in France compared with the preceding weeks, and Ember reported notable spikes in the early evening.
Le test le plus difficile commence après le coucher du soleil. La production photovoltaïque tombe à zéro alors que la demande peut rester élevée, contraignant le réseau à s’appuyer davantage sur des sources pilotables comme les centrales à gaz. Pendant les vagues de chaleur de fin juin et de début juillet, les prix moyens quotidiens de l’électricité ont augmenté de 44 % en France par rapport aux semaines précédentes, et Ember a fait état de pics marqués en début de soirée.
So what changes in practice? Solar is already helping the grid through the hottest part of the day, when several conventional power sources are under pressure. Batteries could extend that benefit into the evening by storing daytime solar electricity and releasing it when demand remains high, potentially reducing reliance on the most expensive thermal generation. The figures come from EDF, RTE and Ember; the August heatwave was not yet included in Ember’s study.
Qu’est-ce qui change concrètement ? Le solaire aide déjà le réseau pendant la période la plus chaude de la journée, lorsque plusieurs sources de production classiques sont sous pression. Les batteries pourraient prolonger cet avantage jusque dans la soirée en stockant l’électricité solaire produite durant la journée et en la restituant lorsque la demande reste élevée, ce qui pourrait réduire la dépendance à la production thermique la plus coûteuse. Les chiffres proviennent d’EDF, de RTE et d’Ember ; la vague de chaleur d’août n’était pas encore incluse dans l’étude d’Ember.