Les réacteurs français font bondir l’électricité

Le 12 août, jusqu’à 20,4 % du parc nucléaire français a été touché par des contraintes environnementales. La production n’a pas disparu, mais elle a reculé au pire moment : en pleine chaleur, avec une demande élevée et moins de vent allemand. Résultat : des prix horaires au-dessus de 300 €/MWh.

Le chiffre a frappé parce qu’il résume mal la crise. Les 20,4 % d’indisponibilité relevés par l’AFP avant 10 heures, à partir des avis publiés par EDF, correspondaient à un instant précis : celui où la part du parc nucléaire français classée indisponible pour raisons environnementales atteignait son maximum (Europe 1, France 24). Plusieurs réacteurs continuaient de produire, mais à puissance réduite. Le vrai sujet économique se trouve ailleurs : dans le prix payé lorsque cette production nucléaire amoindrie rencontre une demande de pointe.

Sur le marché de gros pour livraison le lendemain, où les acheteurs réservent aujourd’hui l’électricité consommée demain, les prix ont bondi de 21,8 % en France, à 142,50 €/MWh, et de 22,8 % en Allemagne, à 138,50 €/MWh (Euronext/Reuters, Oilprice). Le soir, quand le solaire s’est effacé tandis que la climatisation continuait de tirer sur le réseau, les prix infrajournaliers ont dépassé 300 €/MWh dans les deux pays (The Edge).

13 réacteurs, deux contraintes

Sur les 57 réacteurs nucléaires français, 13 ont été affectés : huit étaient totalement arrêtés et cinq fonctionnaient sous leur capacité normale (Euronews, Barron's).

La première contrainte est connue : des cours d’eau trop chauds ou trop bas. Les centrales nucléaires utilisent l’eau des fleuves ou de la mer pour refroidir leurs installations, puis la rejettent plus chaude. La réglementation fixe des limites à cette température de rejet afin de protéger les poissons et les écosystèmes en aval. Lorsque la Garonne a atteint 28 °C, la centrale de Golfech a dû réduire sa puissance. À Chooz, près de la Belgique, le faible débit de la Meuse a déclenché un accord franco-belge de partage de l’eau : le réacteur a été arrêté entièrement pour préserver l’approvisionnement des usagers en aval, dans les deux pays (EDF Chooz, Franceinfo). Des limites comparables ont touché des sites installés sur le Rhône.

La seconde contrainte a été plus inattendue : les méduses. À Gravelines, le plus grand site nucléaire français, sur la côte de la mer du Nord, leur arrivée massive a obstrué les pompes d’aspiration de l’eau de refroidissement. EDF a arrêté trois unités et réduit la puissance d’une quatrième, faisant passer l’indisponibilité environnementale au-dessus du précédent record de 15,6 %, atteint deux jours plus tôt seulement (EDF, Le Figaro).

Rareté française, factures plus lourdes ailleurs

Les marchés électriques européens sont reliés par des enchères quotidiennes communes : une tension en France peut donc renchérir l’électricité chez les voisins. Le mécanisme est simple. Quand le nucléaire, peu coûteux à produire une fois les centrales construites, recule, des centrales à gaz plus chères prennent le relais. Or, sur le marché européen, c’est souvent la dernière centrale nécessaire pour satisfaire la demande qui fixe le prix de l’heure. Le gaz peut donc fixer le prix de toute l’électricité, même si l’essentiel de la production vient de sources moins coûteuses.

La tension s’est aggravée parce que l’éolien allemand est tombé à 4,7 GW, soit environ 60 % sous sa norme saisonnière (Euronext/Reuters). Deux des grandes sources européennes d’électricité bon marché, le nucléaire français et le vent allemand, ont faibli au même moment. Le soir, le solaire a cessé de produire, comme prévu, au moment où la demande restait élevée.

La Commission européenne a indiqué le 11 août que le système demeurait stable, les interconnexions orientant l’électricité vers les régions les plus tendues (Commission européenne). Aucun pays n’a subi de rupture d’approvisionnement. Mais garantir l’alimentation électrique et maintenir des prix supportables relèvent de deux problèmes différents.

Les ménages néerlandais ayant souscrit des contrats dynamiques, dont le tarif suit les prix de gros heure par heure, ont encaissé le choc le plus directement (NL Times, Welingelichte Kringen). L’Italie, gros acheteur d’électricité française, avait déjà vu les exportations disponibles tomber, lors d’un épisode comparable en juin, d’environ 10 à 12 GW à près de 3 GW (DW). En Europe du Sud-Est, la Roumanie subissait de son côté l’arrêt de l’unité 2 de Cernavoda, privée d’un refroidissement suffisant par la sécheresse sur le Danube.

Les gagnants sont plus discrets, mais bien réels : les exploitants de centrales à gaz et les opérateurs de batteries ont vendu leur production ou leur énergie stockée à ces prix élevés. Leur coût de combustible, ou le coût de l’électricité déjà stockée, n’a pas augmenté dans la même heure. Leur marge, elle, s’est élargie.

Des pertes annuelles faibles, des heures très chères

EDF fait valoir que les contraintes climatiques pèsent peu sur la production annuelle. L’historique lui donne en partie raison : les pertes sont restées sous 1 % de la production nucléaire française presque chaque année entre 2000 et 2022, avec un pic d’environ 1,5 % lors de l’été extrême de 2003 (DW). Le groupe prévoit d’investir environ 9 milliards d’euros sur quinze ans pour adapter son parc à la hausse des températures (Le Monde).

Mais les moyennes annuelles masquent l’endroit où se forme le coût. Celui-ci se concentre sur les ménages et les entreprises qui achètent de l’électricité pendant les quelques heures où plusieurs réacteurs réduisent leur production en même temps. Les pertes nucléaires peuvent rester faibles sur l’année tout en produisant un choc de marché important, parce que le prix de l’électricité grimpe vite lorsque l’offre bon marché disparaît au moment de la demande maximale. Il reviendra à RTE, le gestionnaire du réseau français, et aux données de marché des prochaines vagues de chaleur de montrer si les investissements d’EDF réduisent réellement ces pertes aux heures critiques, ou s’ils limitent surtout l’énergie perdue sur l’ensemble de l’année.