Une cinquième canicule, désormais confirmée
La canicule dont les météorologues avaient averti le 7 août est arrivée comme prévu. Les températures ont atteint le bas des 40 degrés dans les vallées de la Loire et du Rhône à partir de la semaine du 10 août, et les 11 et 12 août, les contraintes d'eau de refroidissement d'EDF sont passées d'un avertissement à une réduction de production réelle. Deux réacteurs se sont totalement arrêtés parce que l'eau du fleuve était devenue trop chaude pour les refroidir en toute sécurité, quatre autres ont vu leur production plafonnée, et un réacteur supplémentaire a été retiré en raison d'un niveau de fleuve trop bas - sept réacteurs touchés par un seul événement, un bilan qui transforme l'arrêt de huit jours de Golfech 2 et l'avertissement émis pour Tricastin d'une prévision en un schéma confirmé.
EDF a chiffré l'impact au pic de midi à 7,3 gigawatts de capacité nucléaire réduite, environ 12 pour cent de la flotte française. C'est un coup en une seule journée plus important que celui subi par la flotte lors de la réduction de juin, et il est survenu au sein du même été qui avait déjà imposé des réductions à Chooz, Cattenom, Bugey, Tricastin et Saint-Alban. Le mécanisme n'a pas changé - la loi française limite la température de l'eau qu'une centrale nucléaire peut rejeter dans un fleuve, pour protéger les poissons et la faune aquatique en aval -, mais la fréquence à laquelle cette limite est désormais testée, elle, a changé.
Le bilan de l'été
Comptons la saison jusqu'ici. Une canicule précédente cet été avait déjà contraint EDF à réduire la production sur six réacteurs répartis sur cinq sites - Chooz 1 et 2, Cattenom 4, Bugey 3, Tricastin 4 et Saint-Alban 1 et 2 - pour une perte combinée de plus de 5 gigawatts, confirmée indépendamment par nuclear-news.net et le cabinet spécialisé IndustrialInfo. Une canicule distincte, en juin, avait réduit jusqu'à 6,4 gigawatts de capacité nucléaire, près de 14 pour cent de la demande française à ce moment-là, avec des températures de 43 degrés, et l'électricité au marché du lendemain s'était brièvement échangée au-dessus de 300 euros le mégawattheure, presque le double de la moyenne de mai.
Ajoutons maintenant août. EDF a réduit 7,3 gigawatts au pic de midi du 12 août - deux réacteurs totalement à l'arrêt, quatre plafonnés, un de plus retiré pour cause de niveau de fleuve trop bas - et le marché a suivi : le prix de l'électricité française au marché du lendemain a bondi de 21,8 pour cent, à 142,50 euros le mégawattheure le 11 août, le prix allemand a grimpé de 22,8 pour cent, à 138,50 euros, et les prix intrajournaliers en France auraient de nouveau dépassé 300 euros le mégawattheure pendant la pointe de demande du début de soirée. La production éolienne allemande a chuté d'environ 8,1 gigawatts, à environ 4,7 gigawatts, soit près de 60 pour cent sous la moyenne saisonnière, si bien que les deux réseaux ont manqué de capacité au même moment pour des raisons différentes, et les deux l'ont payé. Ce n'est pas un choc nouveau ; c'est la cinquième ligne d'un bilan entamé en juin.
D'un phénomène météorologique à un risque structurel
La flotte nucléaire française avait déjà subi des chocs similaires liés à la chaleur pendant les étés 2022 et 2023, les réductions récurrentes ne sont donc pas nouvelles en soi. Ce qui a changé, c'est le moment et la gravité : les canicules de cette année sont arrivées plus tôt dans la saison et ont dépassé plus largement les limites de température de l'eau de refroidissement que les années précédentes, et les chiffres mêmes de l'épisode d'août le confirment désormais - une réduction en une seule journée plus importante que celle de juin, venant s'ajouter aux plus de 5 gigawatts déjà perdus plus tôt cet été, au sein de la même saison. Moderniser les réacteurs avec des circuits de refroidissement fermés qui supprimeraient la contrainte de température du fleuve n'est pas non plus une solution rapide - les travaux coûtent plusieurs dizaines de milliards d'euros par unité, ce qui signifie que la limite physique ne disparaîtra pas cette décennie.
Cette combinaison - un début plus précoce, des réductions plus profondes, un marché qui s'est déjà visiblement retarifé deux fois en un seul été, aucune solution technique rapide - est ce qui transforme un événement météorologique en donnée de planification. Une canicule isolée n'est que du bruit. Cinq canicules imposant des réductions de plusieurs gigawatts et des hausses de prix à deux chiffres en un seul été, sur une flotte qui fournit environ les deux tiers de l'électricité française, forment un schéma saisonnier qu'un planificateur de réseau, un acheteur d'électricité ou un exploitant de centre de données peut désormais modéliser plutôt que simplement subir - et les données de prix du 11 août sont la donnée la plus nette qu'ils obtiendront cette année.
Ce que devraient faire les acheteurs d'électricité française
La conséquence pratique retombe sur quiconque a signé un contrat d'achat d'électricité, un contrat de colocation ou une décision d'implantation en supposant que le nucléaire français signifie une base ferme et bas carbone toute l'année. Cette hypothèse a tenu la majeure partie de l'année - elle n'a pas tenu le 11 août, lorsque les prix du lendemain ont bondi de plus d'un cinquième en une seule séance, et elle ne tient plus de façon fiable en juillet ou en août depuis trois années consécutives désormais. Les opérateurs disposant d'une charge flexible ou interruptible devraient traiter cette flexibilité comme une couverture spécifique pour la fenêtre juillet-août, pas seulement comme une caractéristique d'efficacité générale, et ceux qui verrouillent des prix fixes dans un PPA devraient vérifier quelles clauses d'interruption, le cas échéant, couvrent réellement les coupures liées à la chaleur, plutôt que de supposer en silence que la force majeure absorbe le risque.
Pour une entreprise française qui achète directement sur la Bourse de l'électricité à Paris - où le déficit éolien allemand de la même semaine a fait grimper les prix au même rythme que les réductions nucléaires françaises -, le chiffre le plus utile n'est pas la prévision météo de cette semaine, mais la tendance propre à la flotte : les réductions liées à la chaleur ont désormais frappé en 2022, en 2023 et à cinq reprises distinctes en 2026, chaque fois avec un impact mesurable sur les prix et chaque fois sur des réacteurs différents selon le fleuve le plus chaud. Budgéter sur le meilleur des cas - un été complet à 70 pour cent de facteur de charge - n'est plus une hypothèse prudente. Budgéter sur le schéma, et sur le mouvement de prix du 11 août comme dernière donnée en date, l'est.
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