Le Danube arrête le nucléaire roumain

La Roumanie a commencé le 13 août l’arrêt de Cernavodă 2, son dernier réacteur nucléaire encore en fonctionnement. Le Danube est trop bas pour assurer le refroidissement de la centrale. Bucarest compte sur les importations, le charbon et l’éolien, mais ses voisins subissent la même sécheresse.

La fragilité roumaine ne vient pas d’un manque théorique de capacités, mais d’un mauvais alignement entre l’offre disponible et les heures où le système en a besoin. Les deux réacteurs de Cernavodă fournissaient ensemble environ 1,4 GW d’électricité stable, de jour comme de nuit, indépendamment du vent, du soleil ou de la chaleur. L’unité 1 s’est arrêtée deux semaines plus tôt pour la même raison ; l’unité 2 a engagé sa mise à l’arrêt le 13 août, le Danube étant passé sous le seuil minimal de refroidissement de la centrale (Agerpres, Argus).

Pourquoi un fleuve peut arrêter un réacteur

Cernavodă a besoin d’un apport continu d’eau du Danube pour refroidir ses installations. L’autorité nationale de l’eau, l’ANAR, a relevé à Cernavodă une cote de -230 cm, un niveau que les responsables roumains décrivent comme inédit (Digi24, Mediafax). En amont, à Baziaș, le débit atteignait environ 1 400 m³/s, soit près d’un tiers de la moyenne habituelle d’août (Brussels Signal, Agerpres). Les travaux d’urgence menés avec des barges chargées de rochers ont gagné quelques jours, pas plusieurs semaines.

Le mécanisme est simple : une centrale nucléaire ne peut pas seulement produire, elle doit aussi évacuer en permanence la chaleur du réacteur. Quand le fleuve baisse trop, le problème n’est plus seulement environnemental ou logistique ; il devient électrique, car une capacité pilotable disparaît au moment même où la chaleur tire la demande vers le haut.

Le trou du soir

Sur le papier, les solutions roumaines de remplacement paraissent suffisantes. Dans les heures critiques, elles deviennent beaucoup plus fragiles.

Le levier principal, ce sont les importations. La Roumanie dispose de 3,2 à 4,0 GW de capacité d’interconnexion, c’est-à-dire de lignes capables de faire entrer cette puissance dans le pays. Mais une ligne disponible ne crée pas d’électricité : encore faut-il qu’un voisin produise, qu’il ait un surplus et qu’il accepte de le vendre (Curs de Guvernare). Les autres relais sont plus modestes : le redémarrage d’un groupe charbon de 330 MW à Rovinari, environ 300 MW d’hydroélectricité limitée par la sécheresse, et un éolien qui tourne en moyenne autour de 525 MW mais peut tomber à 100 MW (Digi24). Aucun de ces moyens ne remplace vraiment une production nucléaire stable.

La tension se concentre entre 19 h et 23 h, quand le solaire disparaît, que le vent reste incertain et que les ménages continuent d’utiliser climatisation et éclairage. Avant même l’arrêt de l’unité 2, selon Adevărul, la Roumanie importait déjà environ 2 150 MW lors des pointes du soir, pour une consommation totale proche de 8 000 MW (Adevărul). L’analyste Dumitru Chisăliță a prévenu que, lors d’une mauvaise soirée, la question ne serait plus le prix, mais « qui sera déconnecté » (Mediafax). Les autorités assurent que les foyers ne sont pas exposés à un risque de délestage : le plan d’urgence place d’abord les gros consommateurs industriels dans la ligne de mire des réductions forcées (EMI Bulgaria).

Le prix reste toutefois un enjeu. Quand un nucléaire bon marché disparaît, la Roumanie le remplace par du charbon et par des importations payées au prix que le marché impose. Le choc passe d’abord par les marchés de gros, avant d’atteindre les factures. Nuclearelectrica a indiqué à ses clients qu’elle pourrait invoquer la force majeure, cette clause juridique qui libère une entreprise de ses obligations de livraison en cas de circonstances extraordinaires (ZF).

Les voisins sur lesquels Bucarest compte

Deux pays comptent surtout : la Hongrie et la Bulgarie.

La Hongrie n’est pas un fournisseur naturel dans cette crise, mais un acheteur concurrent. Paks, son unique centrale nucléaire, a perdu environ 1 770 MW sur ses 2 000 MW habituels, là aussi à cause du bas niveau du Danube (MVM Paks, kormany.hu). Budapest a autorisé le gestionnaire du réseau MAVIR à déconnecter les utilisateurs industriels de plus de 0,5 MW, avec des pénalités fixées à 200 % du prix spot (HVG).

La Bulgarie est le principal amortisseur régional. Ses exportations ont atteint 2 180 MW le 7 août, dont 1 355 MW vers la Roumanie (economic.bg). Mais la production bulgare suit fortement le soleil : le photovoltaïque gonfle les exportations à la mi-journée, tandis que l’approvisionnement du soir dépend surtout du nucléaire de Kozloduy et du charbon de Maritsa. Le ministre bulgare de l’énergie a indiqué que Kozloduy disposait encore d’environ une semaine et demie de marge liée au niveau du Danube (DBR). Si cette marge se réduit, le plus grand coussin régional se contracte avec elle.

La Roumanie a notifié la Commission européenne et demandé une évaluation régionale d’adéquation, c’est-à-dire une vérification de la capacité réelle de production et d’interconnexion à couvrir la demande sous contrainte (HotNews). La Commission affirme que le système électrique européen « reste stable malgré les conditions météorologiques extrêmes » (European Commission). C’est vrai à l’échelle du continent ; cela ne règle pas le problème roumain de 21 h. Le risque se loge dans cette heure d’importation du soir, lorsque deux pays frappés par la sécheresse peuvent chercher chacun plus de 2 000 MW chez les mêmes voisins. Un délestage industriel dépendra alors des centrales bulgares effectivement en service à cette heure-là, et de la durée pendant laquelle Kozloduy conservera sa propre marge sur le Danube. Bucarest ne maîtrise ni l’un ni l’autre.