Le nucléaire roumain à l’arrêt

La centrale de Cernavodă, seule installation nucléaire roumaine, a cessé de produire le 13 août faute d’eau suffisante dans le Danube pour refroidir ses réacteurs. La Roumanie perd d’un coup environ un cinquième de son électricité et dépend davantage des importations du soir.

Le Danube n’est pas seulement une voie fluviale pour l’Europe centrale : il est aussi une infrastructure énergétique. En Roumanie, cette dépendance vient de devenir brutale. Le réacteur 2 de Cernavodă, dernier encore en fonctionnement, a été arrêté le matin du 13 août, le niveau du fleuve étant passé sous le seuil nécessaire au refroidissement des installations (ABC News/AP, Digi24). Le réacteur 1 était déjà hors ligne depuis le 28 juillet, pour la même raison.

Les deux unités fournissaient ensemble environ 1,4 GW de production stable, disponible jour et nuit, soit près d’un cinquième de l’électricité roumaine (Agerpres, Reuters via Global Banking & Finance). Cette production est désormais nulle. Le problème n’est pas un accident nucléaire : les réacteurs ne sont pas endommagés. Mais une centrale nucléaire produit de la chaleur pour fabriquer de la vapeur, et elle doit évacuer cette chaleur avec de grands volumes d’eau. Si la prise d’eau ne peut plus être garantie, l’exploitant doit arrêter.

Bucarest a tenté de gagner du temps. Plus de 2 millions d’euros ont été engagés dans des travaux d’urgence sur le fleuve, avec dragage et immersion de barges pour réorienter le courant vers la prise d’eau de la centrale (Al Jazeera, Firstpost). Cela n’a pas suffi. À Baziaș, le débit du Danube devait rester autour de 1 400 mètres cubes par seconde jusqu’au 17 août, soit environ un tiers de la moyenne d’août (Agerpres).

Après le coucher du soleil, l’étau se resserre

La tension réelle apparaît chaque soir. Le solaire couvre une partie du manque pendant la journée, mais il disparaît au moment où la climatisation et la demande des ménages restent élevées. C’est alors que la Roumanie doit importer. Le ministère de l’énergie estime que les besoins d’importation en soirée pourraient atteindre 2 300 MW, pour une capacité d’interconnexion transfrontalière d’environ 4 000 MW (Digi24).

Mais la capacité d’interconnexion n’est qu’un tuyau. Elle indique ce que les lignes peuvent transporter, pas ce que les voisins ont réellement à vendre à 21 heures. Avant même l’arrêt complet, la fragilité était visible : le 5 août, la demande roumaine du soir a atteint 7 675 MW, contre 5 321 MW de production nationale. Les importations ont couvert près de 31 % de la consommation, tandis que les prix de gros pour livraison le lendemain bondissaient de 48 %, à environ 178 euros par mégawattheure (Brussels Signal).

Si le déficit s’aggrave, le plan d’urgence roumain permet au gestionnaire de réseau Transelectrica de réduire de 10 à 30 % la consommation de grands industriels et de suspendre les exportations (Balkan Green Energy News). Le signal politique est clair : les ménages sont protégés en priorité, les industriels deviennent la variable d’ajustement.

Même fleuve, même vulnérabilité, facture partagée

La Hongrie affronte le même problème sur le même Danube. La centrale de Paks, pilier du système électrique hongrois, ne produisait plus qu’environ 230 MW le 7 août, sur une capacité de 2 000 MW (HVG, kormany.hu). Près de 1 770 MW de production stable hongroise manquaient donc au moment même où la Roumanie perdait la sienne.

Le coût est apparu presque immédiatement. La facture quotidienne nette des importations hongroises est passée d’environ 0,6 milliard de forints fin juillet à près de 4 milliards de forints début août, car le pays achetait l’essentiel de son électricité pendant les heures les plus chères du soir, lorsque les prix dépassaient 200 euros/MWh (Telex/G7, Portfolio). Ces prix de gros, payés par les fournisseurs et les grands acheteurs, ne se retrouvent pas du jour au lendemain sur les factures des ménages. Ils alourdissent pourtant les coûts du système, que quelqu’un finit toujours par absorber.

La Roumanie et la Hongrie se retrouvent ainsi acheteuses au même moment, sur un marché régional où l’électricité disponible se raréfie précisément aux heures où elle vaut le plus cher.

Qui gagne, qui paie

À court terme, la Bulgarie est la mieux placée. Sa centrale nucléaire de Kozloduy utilise des bassins d’aspersion et des puits de secours, c’est-à-dire une réserve d’eau qui lui donne plus de marge quand le niveau du fleuve baisse. La ministre de l’énergie, Iva Petrova, a fait état d’exportations de 32 000 à 33 000 MWh par jour, avec environ 1 355 MW dirigés vers la Roumanie le 7 août (Club Z, economic.bg).

Sofia vend donc dans la rareté, et au prix fort. Les prix de gros bulgares sont montés à 150-170 euros/MWh, contre 100-120 euros/MWh une semaine plus tôt (Mediapool). Cet avantage reste toutefois limité dans le temps : les autorités bulgares estiment que Kozloduy pourrait continuer à fonctionner environ une semaine et demie aux niveaux d’eau actuels (BTA).

Les perdants sont plus nombreux : industriels roumains et hongrois exposés à des coupures partielles, acheteurs d’électricité contraints de payer deux à trois fois les prix de gros habituels de l’été, contribuables roumains qui ont financé des travaux d’urgence incapables d’éviter l’arrêt. Le système roumain ne va pas s’éteindre. Il tient toutefois sur une série de conditions : que le vent souffle, que l’hydroélectricité reste disponible malgré la sécheresse, que les voisins aient encore des surplus à vendre et que la demande du soir ne déborde pas. C’est le pari de Bucarest tant que le Danube continue de baisser.