Cernavodă fragilise cinq réseaux électriques

La Roumanie prépare l’arrêt du réacteur 2 de Cernavodă, environ 700 MW, faute d’eau suffisante dans le Danube pour le refroidir. Le risque immédiat n’est pas la coupure généralisée, mais une flambée du prix de l’électricité du soir dans toute la région.

Mardi à 19 h 25, la Roumanie consommait plus de 8 000 MW d’électricité. Ses centrales n’en produisaient que 5 873 MW. Les importations comblaient l’écart, soit 2 150 MW (Agerpres, Adevărul). Cet écart va encore se creuser : Bucarest a commencé à préparer l’arrêt du réacteur 2 de Cernavodă, le seul réacteur nucléaire roumain encore en fonctionnement, d’une puissance d’environ 700 MW, parce que le niveau du Danube ne permet plus d’assurer son refroidissement dans des conditions sûres (Argus, Economica). Le test porte désormais sur la capacité de cinq pays à se partager une électricité rare aux heures de pointe, sans que la facture explose pour l’un d’eux.

Pourquoi 19 heures compte

Le problème tient moins au volume annuel d’électricité qu’à l’heure où elle manque. Dans la journée, le solaire injecte une électricité abondante et bon marché dans le réseau. Entre 19 heures et 23 heures, la climatisation continue pourtant de tourner tandis que la production solaire tombe à zéro. La Roumanie, la Hongrie, la Bulgarie et leurs voisins cherchent donc au même moment la même chose : de la production pilotable, c’est-à-dire disponible indépendamment du soleil et du vent, ou des importations.

La Roumanie a officiellement notifié à Bruxelles et aux pays voisins qu’elle se trouvait en situation de crise électrique. La base juridique est le règlement européen 2019/941, qui oblige un gouvernement à alerter la Commission et ses voisins lorsque la sécurité d’approvisionnement est menacée (HotNews, Ziare). La Commission a réuni le groupe de coordination pour l’électricité le 11 août et conclu que le système restait stable, malgré de fortes tensions (Commission européenne, Digi24). Cela réduit le risque de coupure. Cela ne fait pas baisser les prix du soir.

Le marché unique européen peut déplacer l’électricité des zones moins chères vers les zones sous tension grâce au couplage des marchés, un mécanisme automatique qui utilise les interconnexions transfrontalières jusqu’à saturation des câbles. Il ne fabrique pas de mégawatts supplémentaires.

Qui vend, qui achète

Pour l’instant, la Bulgarie se trouve du bon côté de l’échange. Des négociants roumains et hongrois ont demandé 3 500 à 4 000 MW de capacité transfrontalière bulgare, selon Dimitar Zarchev, directeur de la conduite du système chez ESO (Mediapool). Mais la centrale nucléaire bulgare de Kozloduy dépend elle aussi du Danube. La ministre de l’énergie, Iva Petrova, a indiqué qu’elle pourrait continuer à fonctionner environ une semaine et demie si le niveau du fleuve restait inchangé (DBR). Les prix du marché journalier sont montés vers 150 à 170 €/MWh, contre 100 à 120 €/MWh une semaine plus tôt : une rente réelle, mais avec une date de péremption visible (Mediapool).

La Hongrie est l’acheteur le plus exposé. Paks, sa principale centrale nucléaire, a fonctionné à mi-puissance pendant onze jours avant de revenir à pleine capacité. Le pays a dû importer le soir à un prix moyen de 218 €/MWh le 4 août. Sur une heure, le prix a atteint 439 €/MWh pour 3 522 MW d’électricité importée (VG, Portfolio). En Slovaquie, le régulateur ÚRSO a alerté sur une situation électrique « inhabituellement tendue » dans toute la région (STVR).

En Roumanie, les ménages restent protégés pour le moment. Le plan d’urgence du gouvernement vise d’abord les grands consommateurs industriels, avec des réductions graduelles de consommation entre 19 heures et 23 heures en dernier recours (Agerpres). Mais si les fournisseurs continuent de payer davantage pour sécuriser l’électricité aux heures de pointe, ces coûts finiront par se retrouver dans les contrats résidentiels. Des scénarios d’experts évoquent des moyennes journalières possibles entre 850 et 1 800 lei/MWh, avec des pointes isolées au-dessus de 5 000 lei/MWh le soir (Economica, Adevărul).

Charbon, fonds de relance et vrai arbitrage

Bucarest a assorti sa notification de crise d’une demande familière : maintenir en activité les unités charbon Rovinari 4 et Turceni 5 au-delà de leurs dates de fermeture prévues (HotNews). Les centrales à charbon aident lors des pointes du soir parce qu’elles produisent indépendamment du soleil et du vent. Mais la Roumanie s’est engagée à les fermer dans son plan national de relance et de résilience, le contrat de réformes qui conditionne le versement des fonds européens post-Covid. Si Bucarest revient sur ces jalons, la Commission peut suspendre les paiements (Ziare). Sa propre conclusion, selon laquelle il n’existe pas de risque d’approvisionnement à court terme, affaiblit d’ailleurs l’argument d’urgence roumain.

Le réseau européen peut garder les lumières allumées. Mais la stabilité actuelle repose sur des importations plus chères, des plans d’effacement industriel et une bataille politique autour du charbon de réserve, pas sur une offre abondante.