Gravelines paralysée par les méduses

Des tonnes de méduses ont obstrué les filtres d’eau de mer de Gravelines, près de Dunkerque. Le 27 août, aucun des six réacteurs de la centrale ne fonctionnait normalement. La sûreté nucléaire n’a pas été menacée, mais plusieurs gigawatts pilotables ont disparu du marché européen.

À Gravelines, le problème n’est pas venu du cœur des réacteurs, mais de l’entrée d’eau. Des méduses ont colmaté les filtres d’eau de mer, les pompes ont perdu du débit, et le refroidissement du circuit turbine s’est dégradé. Les six réacteurs ont décroché les uns après les autres du réseau (EDF, France 24). Au 27 août, deux unités tournaient à puissance réduite, deux étaient arrêtées à cause des méduses, une l’était pour un défaut technique et une autre se trouvait déjà en maintenance. Aucun réacteur de cette centrale située près de Dunkerque ne produisait normalement.

Gravelines compte six réacteurs de 900 MW, soit environ 5,4 GW de capacité, de quoi alimenter un pays européen de taille moyenne par temps calme (EDF, El Debate). C’était le troisième épisode de méduses en douze mois. Aucun système radioactif n’a été compromis, et EDF a indiqué qu’il n’y avait pas de conséquence pour la sûreté ni pour l’environnement (Le Figaro). Mais plusieurs gigawatts d’électricité bon marché et pilotable ont quitté un réseau connecté à la Belgique, au Royaume-Uni et au reste du marché européen.

Un problème de filtre qui a un prix de marché

Gravelines prélève de l’eau de mer pour refroidir la partie conventionnelle de la centrale, celle où la vapeur sert à produire de l’électricité. Les méduses se sont accumulées sur les prégrilles et les tambours filtrants de la station de pompage, réduisant le débit d’eau nécessaire à l’évacuation de la chaleur (France 3 Hauts-de-France). Quand ce débit tombe, les opérateurs réduisent la puissance ou arrêtent l’unité. Le cœur du réacteur reste sûr. La production, elle, disparaît.

Après un épisode similaire en août 2025, qui avait arrêté Gravelines pendant près de 48 heures, EDF avait installé des caméras sur les canaux d’amenée et travaillé avec des bateaux de pêche pour repérer les bancs au large (EDF, France 3 Hauts-de-France). Cette fois, les défenses n’ont pas suffi.

La facture ne s’arrête pas à EDF. Sur le marché européen couplé de l’électricité, producteurs et acheteurs échangent des blocs horaires pour livraison le lendemain lors des enchères dites « day-ahead ». Quand du nucléaire à bas coût sort du système, il faut le remplacer par du gaz plus cher ou par des importations. Le prix d’équilibre monte alors dans les pays reliés par les câbles sous-marins et terrestres, jusqu’à la limite de capacité des interconnexions.

Cet épisode précis n’a pas laissé de flambée évidente sur les prix spot. Le 27 août, le prix moyen day-ahead atteignait 157 euros/MWh en France et 162 euros/MWh en Belgique, à peine plus que la veille (Selectra). Mais selon Bloomberg, la perturbation a contribué à pousser les contrats français à un mois, c’est-à-dire l’électricité achetée aujourd’hui pour livraison le mois suivant, à leur plus haut niveau depuis janvier 2025 (Bloomberg). Les traders ne valorisent plus seulement l’incident. Ils valorisent sa répétition.

Le tableau d’août est plus préoccupant

Le 12 août, 20,4 % du parc nucléaire d’EDF était indisponible pour des raisons environnementales : chaleur, faible niveau des cours d’eau, méduses. Treize des 57 réacteurs français étaient concernés (France 24). Cette tension plus large a, elle, pesé sur les marchés : les prix day-ahead ont bondi de 21,8 % en France et de 22,8 % en Allemagne, au moment où le nucléaire français contraint par la chaleur rencontrait une faible production éolienne allemande (Euronext/Reuters). La Commission européenne a affirmé que le système électrique restait stable (European Commission). Stable ne veut pas dire bon marché.

Les pertes se répartissent par couches. EDF perd d’abord du chiffre d’affaires de production. Les fournisseurs qui ont promis des contrats à prix fixe doivent acheter de l’électricité de remplacement au prix du marché. Les industriels exposés aux prix variables voient la hausse immédiatement. Les États en absorbent une partie lorsque des tarifs réglementés ou des subventions limitent le prix payé par les ménages. En face, les centrales à gaz et les producteurs flexibles gagnent : ils vendent au prix d’équilibre plus élevé créé par l’absence du nucléaire.

Le même type de vulnérabilité est apparu cet été sur le Danube, où la sécheresse a forcé la centrale hongroise de Paks à réduire sa production. Le gouvernement hongrois a évoqué un coût de remplacement d’au moins 50 milliards de forints par mois si Paks manquait d’eau de refroidissement (Hungarian Government, MVM Paks). Le déclencheur diffère, le mécanisme est le même : une production pilotable disparaît, et la facture se diffuse vers les consommateurs et les finances publiques d’un réseau interconnecté.

Gravelines montre que le risque nucléaire européen ne se résume plus à la sûreté des réacteurs. Il porte aussi sur la capacité de leurs systèmes de refroidissement à maintenir une électricité abondante et peu chère pendant des étés plus chauds et plus instables biologiquement. EDF, les gestionnaires de réseau et les ministères de l’énergie n’ont pas publié les seuils ni les règles de contingence qui permettraient aux marchés et aux voisins européens d’anticiper le prochain épisode. Celui-ci n’a pas provoqué de choc de prix net. La courbe à terme, elle, commence déjà à intégrer le motif.