Nucléaire en période caniculaire: le temps des interrogations

Si le secteur est serein, les fortes chaleurs en Europe cet été, et de nouveau la semaine passée, ne sont pas sans conséquence pour les centrales nucléaires. En France, plusieurs réacteurs ont de nouveau tourné au ralenti ou ont été mis à l'arrêt. L'entreprise EDF, par ailleurs, a dû faire face à l'arrivée de nombreuses méduses sur le site de Gravelines.

Les vagues de canicule opèrent comme une piqûre de rappel cet été, et c'était particulièrement le cas la semaine passée. Oui, le bon fonctionnement des centrales nucléaires civiles reste corrélé à des contraintes environnementales, comme les inondations, les tempêtes, et ces derniers temps la chaleur. Si l'on peut faire fonctionner un réacteur de manière continue, contrairement au photovoltaïque ou à l'éolien, il y a une condition tout de même : disposer d'eau pour le refroidir. Les centrales utilisent une source froide – un fleuve, une rivière, un lac, un estuaire ou encore la mer. Or, certains cours d'eau européens sont confrontés à un double phénomène cet été. Ils sont plus chauds, et surtout, leur débit peut s'avérer plus faible qu'à l'ordinaire.

En Hongrie, le niveau du Danube a récemment posé problème. En Roumanie, la seule centrale nucléaire du pays a quant à elle dû être arrêtée faute d'eau pour son système de refroidissement. Et en France, nombre de réacteurs du parc de l'entreprise EDF étaient encore à l'arrêt ou tournaient au ralenti jeudi, comme rapporté par l'Agence France-Presse. Chooz 1 et 2, Cattenom 1, Golfech 2, Bugey 3 et Saint-Alban 2 étaient arrêtés, tandis que Tricastin 1 et 4 fonctionnaient à puissance réduite. En amont, lundi et mardi, l'arrivée massive de méduses dans le système de pompage a même contraint le site de Gravelines, dans le Nord, à arrêter ou réduire la puissance de cinq de ses six réacteurs, et à organiser des pêches. Jusqu'à 20,4% de la puissance nucléaire française ont été indisponibles au cours de la semaine écoulée.

Le 8 août, alors qu'il venait de redémarrer, c'est le seul réacteur en activité de Golfech, à une centaine de kilomètres de Toulouse, qui avait été de nouveau mis à l'arrêt. Il s'agissait de la quatrième fois de l’été. L’exploitant se voulait rassurant quant au niveau de production face à la demande, mais estimait à environ 1 térawattheure (TWh) la perte de production en juin, puis à 2 TWh en juillet « en raison des conditions climatiques ». Soit un manque à produire d’environ 3% en juin et de 6% en juillet, mois lors duquel d'autres sites comme Bugey et Chooz étaient encore impactés eux aussi. « Au premier semestre 2026 et malgré une période de canicule, la France est à un niveau record d’exportation d’électricité de 51 TWh », rappelait cependant EDF.

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Des pertes « multipliées par un facteur de trois ou quatre à l'horizon 2050 »?

Un cinquième de la puissance nucléaire nationale indisponible ne constitue pas de menace immédiate sur l'approvisionnement électrique, mais ce sujet économique est réel, à l'échelle de l'Europe, si les épisodes deviennent plus fréquents et plus longs. Bien que la France consomme plus d'électricité en hiver qu'en été, et que le solaire en produit plus en été qu'en hiver, si plusieurs pays voient leur production nucléaire diminuer au même moment, il faut non seulement faire appel à d'autres moyens de production, mais aussi davantage importer. Et le risque, c'est le prix. Quid des centrales de demain ? Celles que l'on construit aujourd'hui pourraient encore fonctionner en 2080 au moins. Quel sera, alors, l'état du climat ?

En 2024, dans un rapport de commission d'enquête, la Cour des comptes se posait la question, observant que si « les pertes de production résultant de la hausse des températures des cours d'eau ou de la baisse de leur débit sont restées inférieurs à 1% de la production annuelle moyenne pendant les deux dernières décennies, exception faite de l'année 2003, marquée par une canicule sévère, au cours de laquelle la perte a atteint 1,5% », depuis 2018 en revanche, on constate « une augmentation des pertes de production résultant de causes climatiques ». Et de souligner que « ces pertes pourraient être multipliées par un facteur de trois ou quatre à l'horizon 2050 ». Une prévision alarmante, pouvant sembler confortée, certes, par l'été en cours.

L'analyse prospective pivot reste celle du gestionnaire de réseau RTE, plus nuancée. « À l’horizon 2050, le risque d’indisponibilité en cas de canicule ou de sécheresse sur le parc global va évoluer, confirmait-elle en 2021, sous les effets conjoints du réchauffement climatique et de la modification du parc. » « Une légère dégradation de la production annuelle est attendue à l’horizon 2050, dans les trajectoires du scénario RCP4.5 ou RCP8.5 (du Giec, NDLR). Ce productible annuel perdu reste néanmoins très faible en moyenne (de 1 à 2 TWh selon les scénarios de mix considérés), même s’il peut atteindre des niveaux bien supérieurs dans des configurations annuelles défavorables (plus de 10 TWh sur certaines années simulées). »

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Positionner les futurs réacteurs « sur les fleuves peu contraints » en débits?

« Le risque en termes de puissance potentiellement coupée simultanément devrait également progresser, ajoutait le rapport. En 2050, selon les référentiels climatiques et les hypothèses considérées, le risque d’indisponibilité simultanée à une chance sur dix atteint ainsi 6 GW dans le scénario N03 sous la trajectoire RCP4.5, et 8,5 GW sous la trajectoire RCP8.5. Dans un contexte marqué par une augmentation de la pointe de consommation liée à la climatisation et des risques accrus de sécheresses à la fin de l’été, ces pertes de puissance disponible ne sont pas négligeables. » Et de plaider, en vue de minimiser les pertes, pour une étude minutieuse du positionnement des futurs réacteurs « sur les fleuves peu contraints en matière de débits ».

Si la France, qui demeure un cas unique au monde, avec ses 18 centrales, abritant 57 réacteurs en activité, pour une proportion de près de 70% de sa production totale d'électricité, n'est toujours pas en manque, les réacteurs d'hier et d'aujourd'hui, sans cesse prolongés, sont-ils aptes à subir le climat de demain ? Cela passera par des investissements à tout le moins. EDF prévoit par exemple 4,3 milliards d'euros d'ici 2040 pour adapter ses installations spécifiquement nucléaires, entre autres milliards. Il faut améliorer les systèmes de refroidissement, revoir la gestion de l'eau, ajuster les infrastructures. Certains pays commencent à intervenir sur les cours d'eau eux-mêmes. C'est le cas en Hongrie où l'on construit un ouvrage sur le Danube pour maintenir le flux nécessaire à la centrale de Paks.

L'eurodéputé Place publique Thomas Pellerin-Carlin, ancien directeur du centre énergie de l'Institut Jacques Delors, spécialiste de la politique européenne de l'énergie, a échangé récemment avec l'ex-ministre de l'Environnement Corinne Lepage, chez nos confrères de Sud Radio. À ses yeux, « il n’y a pas de raison de s’inquiéter ». « On connaît, dit-il, des vagues de chaleur en France, de plus en plus, et EDF est tout à fait prêt à gérer ça. En termes de production électrique française, on est à peu près dans la même situation qu’à la même période l’année dernière, ou il y a deux ou trois ans. » Et de souligner lui aussi que la France continue d’exporter, saluant au passage la complémentarité saisonnière du mix entre nucléaire et solaire.

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La complémentarité entre le nucléaire et le solaire, une solution miracle?

La production d'énergie solaire en France comme en Hongrie a augmenté de 17% lors des journées de forte chaleur en juin et juillet dernier, et de 5% en Espagne ou en Italie, notait une toute récente étude publiée par le groupe de réflexion énergétique Ember. De même source, lors des vagues de chaleur de fin juin et juillet, la demande quotidienne d'électricité avait augmenté jusqu'à 28% en Italie, 23% en Hongrie, 14% en France et 13% en Espagne, par rapport aux journées précédant ces vagues. « La hausse de la production d'électricité solaire a contribué à stabiliser le réseau à un moment où les autres sources d'énergie avaient du mal à fonctionner normalement », précisait alors Chris Rosslowe, analyste au selon du groupe de réflexion.

Le solaire est d'ailleurs la seule source alternative au nucléaire à avoir épousé de telle tendance. Dans le même temps, cinq centrales à gaz en Grande-Bretagne réduisaient leur production, et le faible niveau du Pô, dans le nord-est de l'Italie, menaçait également la production des centrales thermiques, selon Ember. Des centrales à charbon avaient également dû réduire leur production en Serbie ou en Pologne. Quant au secteur hydraulique, sept des huit plus gros producteurs de l'Union européenne (représentant 90% de cette source d'électricité dans l'UE), affichaient une production inférieure à leur moyenne sur cinq ans.

La problématique demeure le soir, « après le coucher du soleil », relevait M. Rosslowe. Lorsque la demande reste élevée, « le réseau est alors très dépendant des centrales au gaz ». « L'énergie solaire nous sauve pendant la journée, mais le stockage par batterie peut nous sauver en soirée. Ensemble, elles sont l'un des moyens les plus propres de rendre le système électrique européen plus robuste pendant les étés les plus chauds », plaidait-il, alors que lors des vagues de chaleur de fin juin et début juillet, les prix moyens quotidiens de l'électricité avaient augmenté de 119% en Hongrie, 44% en France, 13% en Italie et 7% en Espagne, par rapport aux semaines précédentes, avec des pics en début de soirée sur les marchés.

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