Les fleuves chauds freinent le nucléaire français

La canicule de juillet a forcé EDF à arrêter trois réacteurs et à réduire la puissance de huit autres, dont Golfech, car la Garonne ne pouvait plus absorber leur chaleur résiduelle. Le choc est resté ponctuel, mais il a suffi à tendre les prix de gros de la Belgique à l’Italie.

Quand la Garonne devient trop chaude pour refroidir un réacteur, ce n’est pas la centrale qui casse : c’est son environnement physique qui impose la limite. Le 9 juillet, EDF a ainsi arrêté un réacteur de Golfech, dans le Sud-Ouest, après le dépassement du plafond de température fixé pour protéger la vie aquatique (n-tv). Pendant la canicule de juillet, trois réacteurs français ont été mis à l’arrêt et huit autres ont fonctionné à puissance réduite (Carrier Management, EnergyReader). Dans un pays où le nucléaire produit environ 69 % de l’électricité (Haya Energy), cette contrainte locale devient vite un signal européen : les marchés électriques étant interconnectés, un mégawatt français manquant peut renchérir l’électricité jusqu’en Belgique ou en Italie.

La centrale fonctionne, le fleuve ne suit plus

Un réacteur nucléaire produit de l’électricité en chauffant de l’eau, en transformant cette chaleur en vapeur, puis en évacuant la chaleur résiduelle vers un fleuve ou un circuit de refroidissement. Lorsque l’eau est déjà trop chaude, ou que le débit est trop faible, la centrale ne peut plus rejeter cette chaleur sans dégrader l’écosystème en aval. Les autorités fixent donc des seuils environnementaux ; une fois atteints, EDF doit réduire la puissance ou arrêter le réacteur.

C’est l’angle mort du nucléaire dans les modèles de marché. On le classe comme production de base, c’est-à-dire une capacité massive, stable, censée fonctionner en continu et tirer les prix vers le bas. Mais cette stabilité suppose que l’eau de refroidissement reste disponible. Selon Reuters, la canicule a retranché 4,1 GW à la production nucléaire française, soit environ 7 % de la demande de milieu de journée, tandis que les exportations françaises sont passées d’environ 10 à 12 GW à près de 3 GW (Reuters/Yahoo). Le prix spot moyen français de juin a grimpé à 66,1 euros/MWh, contre 52,2 euros/MWh en mai, avec un pic mensuel à 433,4 euros/MWh le 24 juin (Haya Energy).

La canicule n’a pas mis à terre le parc nucléaire français. Les données d’EDF indiquent au contraire une production nucléaire de 27,4 TWh en juin 2026, en hausse de 1,2 TWh sur un an, et des exportations nettes de 51 TWh au premier semestre, contre 37 TWh un an plus tôt (EDF, Energie & Management). Le problème est plus précis : la chaleur a rogné la marge aux heures où la France exporte d’ordinaire une électricité abondante et bon marché.

Comment un fleuve français chauffe les prix belges

Les enchères européennes de l’électricité pour le lendemain sont couplées : les producteurs proposent leur électricité sur des marchés reliés entre eux, et les interconnexions à haute tension font circuler les volumes d’un pays à l’autre. Pour chaque heure, le prix est fixé par la dernière centrale appelée pour satisfaire la demande, souvent la plus chère. Si du nucléaire français bon marché disparaît, le système doit mobiliser davantage de centrales à gaz ; leur coût plus élevé devient alors le prix de référence pour l’ensemble du marché concerné.

L’écart de prix journalier entre la France et l’Allemagne a atteint 71,50 euros/MWh le 30 juin, avant de revenir autour de 18 à 26 euros/MWh avec le reflux de la chaleur, selon le site spécialisé lowdown.today. La Belgique, très connectée au réseau français, a enregistré un prix quart horaire de 1 038,25 euros/MWh à 20 h 45 le 24 juin, d’après energynews.biz. Il s’agit d’un pic de volatilité, non d’un niveau durable. Mais il montre le mécanisme : la demande du soir reste élevée, le solaire décroît, et la flexibilité nucléaire française se contracte au même moment.

Qui paie les fleuves trop chauds

Les gagnants immédiats sont les producteurs au gaz. Quand le marché a besoin de centrales thermiques coûteuses pour remplacer du nucléaire contraint, ces centrales touchent le prix marginal élevé. Les traders et les opérateurs de batteries peuvent aussi profiter de l’écart plus large entre les heures bon marché et les heures chères.

Les perdants sont les industriels et les consommateurs exposés aux contrats indexés sur le spot, dont la facture suit directement les prix de gros. Ils paient le prix marginal même si l’essentiel de l’électricité produite vient encore de sources moins coûteuses. L’Italie, où le gaz fixe souvent le prix marginal et où les prix de gros sont déjà près du double de ceux observés en France et en Espagne, est la plus exposée (euenergy.live, Quoted Business). À l’inverse, les pays mal reliés au reste du continent, comme l’Espagne derrière la barrière pyrénéenne, ne peuvent pas toujours envoyer leurs excédents renouvelables vers le nord lorsque l’offre française se resserre (REE).

L’Europe n’a pas besoin que le nucléaire français échoue pour que le stress climatique devienne coûteux. Il suffit qu’une capacité fiable manque aux heures de pointe. L’épisode de juin et juillet relève du choc ponctuel, pas d’une pénurie structurelle. Mais un marché conçu pour partager l’électricité bon marché par-delà les frontières partage aussi les tensions lorsque les fleuves deviennent trop chauds pour refroidir les réacteurs. Davantage de stockage, plus d’interconnexions et une demande plus flexible, avec des usines et de grands consommateurs capables de déplacer leur consommation hors des heures chères, réduiraient ces à-coups. La vraie question est de savoir combien de ces amortisseurs seront construits avant la prochaine canicule.