(Montel) Une sécheresse et une canicule « sévères » pourraient amputer la capacité nucléaire de production d’électricité de la France de jusqu’à 5 GW ponctuellement cet été, soit 8% du parc, contre 4,6 GW l’an dernier, estime Thibault Laconde, président de la société d’analyse des risques climatiques Callendar.
« Dans tous les cas, on ne devrait pas atteindre les niveaux de 2018 et 2019 », soit des pics d’indisponibilité pour des raisons climatiques de 5,7 GW et 6,1 GW, respectivement, a-t-il dit mercredi à Montel.
En juillet et août, le pic d’indisponibilité devrait être inférieur à 2,5 GW avec un été normal et à 3,7 GW en cas de forte canicule comparable à celle de juillet 2019, selon une note de Callendar consultée par Montel.
« La situation à la rentrée est plus incertaine », avec un maximum indisponible de 0,9 à 2,2 GW en cas de sécheresse modérée, mais de 3,9 à 5 GW [en septembre] en cas de forte chute du niveau du Rhône et de la Meuse comme en 2019, ajoute la société. Celle-ci s’appuie sur des données climatologiques, l’historique des centrales et le programme d’arrêts d’EDF.
Bugey et St Alban plus exposées
Cette année, les centrales du Bugey (3,6 GW) et de St Alban (2,7 GW), sur le Rhône, devraient connaître « des indisponibilités répétées à partir du milieu de l’été », soit entre le 15 juillet et le 10 août, selon Thibault Laconde.
Cela devrait durer jusqu’au 20 août pour St Alban, son réacteur numéro 1 devant ensuite être arrêté pour maintenance jusqu’en octobre, et jusqu’à fin septembre, voire octobre pour Bugey, plus en amont du fleuve.
L’analyste s’attend à des arrêts « de quelques heures au moins au début » et jusqu’à l’arrêt complet d’une unité pour chacune de ces centrales (910 MW pour Bugey, 1,3 GW pour St Alban) si la situation empire. En revanche, « l’arrêt de deux réacteurs semble peu probable, sauf en cas de vague de chaleur ».
Dans le sud-ouest de la France, EDF pourrait aussi réduire la production de la centrale de Blayais (3,6 GW), au bord de la Gironde, à partir de la mi-juillet en cas de fortes chaleurs ou à partir du début ou de la fin août si l’été est normalement ou peu chaud, d’après M. Laconde.
Tricastin, Golfech moins à risque
En septembre, Callendar identifie aussi un risque « d’épisodes d’indisponibilité probablement limités à quelques heures et à un réacteur » (915 MW) » pour Tricastin (3,7 GW), en cas de débit particulièrement bas du Rhône.
Une vague de chaleur intense, comme en juillet 2019, pourrait en outre entraîner l’indisponibilité partielle ou totale de Golfech (2,6 GW), centrale située sur les bords de la Garonne, dans le sud-ouest du pays.
Dans l’est, sur la Meuse, un des réacteurs de 1,5 GW de Chooz (3 GW) est arrêté jusqu’à fin août mais une sécheresse très marquée « suffirait à imposer l’arrêt d’un réacteur » en septembre, estime M. Laconde. La France doit laisser suffisamment d'eau pour permettre la poursuite des activités de ses voisins belges en amont du fleuve, a-t-il souligné.
De son côté, le gestionnaire de réseau (GRT) RTE a estimé mardi que la disponibilité du parc de production pourrait diminuer de 6 GW en cas de canicule et jusqu’à 12,5 GW en cas de sécheresse associée, sans préciser l’impact pour le nucléaire. Cependant, « la France ne devrait pas connaître de tension particulière sur l’approvisionnement électrique cet été ».
Les indisponibilités climatiques ont entraîné une perte totale de production nucléaire de 3 TWh l’été dernier, contre 1,4 TWh en moyenne sur les cinq dernières années, selon le GRT.
La loi oblige EDF à réduire la production nucléaire lorsque la température des fleuves servant au refroidissement des réacteurs est trop élevée et/ou que le débit est trop bas.
Les mois de juin, juillet et août devraient être plus chauds et plus secs que la normale en France et se rapprocher des conditions météorologiques de l’été 2020, classé parmi les dix étés les plus chauds enregistrés, selon Météo France. Seul le nord du territoire ne semble pas devoir connaître de sécheresse cet été, selon les données du ministère de la Transition écologique.
En juillet et août, le pic d’indisponibilité devrait être inférieur à 2,5 GW avec un été normal et à 3,7 GW en cas de forte canicule comparable à celle de juillet 2019, selon une note de Callendar consultée par Montel.
« La situation à la rentrée est plus incertaine », avec un maximum indisponible de 0,9 à 2,2 GW en cas de sécheresse modérée, mais de 3,9 à 5 GW [en septembre] en cas de forte chute du niveau du Rhône et de la Meuse comme en 2019, ajoute la société. Celle-ci s’appuie sur des données climatologiques, l’historique des centrales et le programme d’arrêts d’EDF.
Bugey et St Alban plus exposées
Cette année, les centrales du Bugey (3,6 GW) et de St Alban (2,7 GW), sur le Rhône, devraient connaître « des indisponibilités répétées à partir du milieu de l’été », soit entre le 15 juillet et le 10 août, selon Thibault Laconde.
Cela devrait durer jusqu’au 20 août pour St Alban, son réacteur numéro 1 devant ensuite être arrêté pour maintenance jusqu’en octobre, et jusqu’à fin septembre, voire octobre pour Bugey, plus en amont du fleuve.
L’analyste s’attend à des arrêts « de quelques heures au moins au début » et jusqu’à l’arrêt complet d’une unité pour chacune de ces centrales (910 MW pour Bugey, 1,3 GW pour St Alban) si la situation empire. En revanche, « l’arrêt de deux réacteurs semble peu probable, sauf en cas de vague de chaleur ».
Dans le sud-ouest de la France, EDF pourrait aussi réduire la production de la centrale de Blayais (3,6 GW), au bord de la Gironde, à partir de la mi-juillet en cas de fortes chaleurs ou à partir du début ou de la fin août si l’été est normalement ou peu chaud, d’après M. Laconde.
Tricastin, Golfech moins à risque
En septembre, Callendar identifie aussi un risque « d’épisodes d’indisponibilité probablement limités à quelques heures et à un réacteur » (915 MW) » pour Tricastin (3,7 GW), en cas de débit particulièrement bas du Rhône.
Une vague de chaleur intense, comme en juillet 2019, pourrait en outre entraîner l’indisponibilité partielle ou totale de Golfech (2,6 GW), centrale située sur les bords de la Garonne, dans le sud-ouest du pays.
Dans l’est, sur la Meuse, un des réacteurs de 1,5 GW de Chooz (3 GW) est arrêté jusqu’à fin août mais une sécheresse très marquée « suffirait à imposer l’arrêt d’un réacteur » en septembre, estime M. Laconde. La France doit laisser suffisamment d'eau pour permettre la poursuite des activités de ses voisins belges en amont du fleuve, a-t-il souligné.
De son côté, le gestionnaire de réseau (GRT) RTE a estimé mardi que la disponibilité du parc de production pourrait diminuer de 6 GW en cas de canicule et jusqu’à 12,5 GW en cas de sécheresse associée, sans préciser l’impact pour le nucléaire. Cependant, « la France ne devrait pas connaître de tension particulière sur l’approvisionnement électrique cet été ».
Les indisponibilités climatiques ont entraîné une perte totale de production nucléaire de 3 TWh l’été dernier, contre 1,4 TWh en moyenne sur les cinq dernières années, selon le GRT.
La loi oblige EDF à réduire la production nucléaire lorsque la température des fleuves servant au refroidissement des réacteurs est trop élevée et/ou que le débit est trop bas.
Les mois de juin, juillet et août devraient être plus chauds et plus secs que la normale en France et se rapprocher des conditions météorologiques de l’été 2020, classé parmi les dix étés les plus chauds enregistrés, selon Météo France. Seul le nord du territoire ne semble pas devoir connaître de sécheresse cet été, selon les données du ministère de la Transition écologique.
