Le nucléaire est glouton en eau. En moyenne, entre 2010 et 2019, le refroidissement des centrales électriques a représenté 51 % des prélèvements d’eau douce en France métropolitaine et 12 % de la consommation nette, selon le ministère de la Transition énergétique. C’est moins que les 31 % estimés précédemment, mais trois fois plus que tout le reste de l’industrie réunie (4 %). Tributaire de la température de l’eau des fleuves pour le fonctionnement de 12 réacteurs du parc refroidis en circuit ouvert (centrales de Bugey, Blayais, Saint-Alban, Golfech et Tricastin), EDF a commencé à spécialiser des chercheurs de sa R&D sur le changement climatique dès la publication du premier rapport du GIEC en 1990, indique l’énergéticien. Il a ensuite constitué, début 2000, un service spécialisé de dix experts « capables de s’approprier tous les grands modèles climatiques globaux et de suivre les travaux du GIEC », explique Cécile Laugier, directrice environnement et prospective du parc nucléaire d’EDF.
« En 2003, on s’est fait surprendre »
Mais les modèles climatiques, « s’ils sont tous d’accord sur les augmentations des températures et sur les contrastes plus marqués entre les saisons, ils ne disent pas tous la même chose sur l’hydrologie », observe la responsable d’EDF. Ils ne disent surtout rien de la météo. Et « en 2003, on s’est fait surprendre », reconnait-elle. Après deux semaines consécutives de canicule, qui ont fait baisser la production annuelle d’EDF de 6,46 térawattheures (1,43 %) soit un manque à gagner de 166 millions d’euros, EDF a réagi « de façon très volontariste », assure Cécile Laugier. Il a d’abord dégainé un plan d’action canicule et sécheresse à court terme. Et, en 2006, il s’est doté d’un référentiel « Grands chauds » pour ses centrales nucléaires et a réalisé des travaux pour améliorer l’efficacité du refroidissement de certaines de ses centrales et renforcer l’électronique des bâtiments réacteurs afin de pouvoir supporter des températures supérieures à 50°C.
Après 2003, EDF a aussi préparé des dossiers sur étagère pour faire face à des situations exceptionnelles. Des dossiers que l'industriel a dû ouvrir à l’été 2022, alors que, malgré la canicule, le gouvernement et RTE lui demandaient, malgré ses problèmes de maintenance et de fissures, de maintenir des centrales qui auraient dû être arrêtées, pour économiser le gaz et garder les réserves hydrauliques pour l’hiver. Avec quelques entorses sur les températures légales de rejets des eaux de refroidissement, EDF a pu s’exécuter en toute sûreté. Le groupe juge donc ses mesures « Grands chauds » suffisantes. L’énergéticien considère même que les épisodes caniculaires de 2018 et 2019 ont montré que les centrales avaient « des marges pour faire face à ces épisodes très chauds et très secs », selon Cécile Laugier.
La Cour des comptes inquiète pour les futurs EPR
EDF travaille maintenant sur un plan d’adaptation du parc nucléaire au changement climatique (ADAPT) sur le long terme, avec « une approche systémique nouvelle » dans laquelle les experts d’EDF sont allés chercher des « modèles climatiques très sévères » et ne vont plus « uniquement centrer les études sur la centrale et le rejet thermique, mais aussi sur la manière dont le territoire va s’adapter », selon la directrice environnement et prospective du parc nucléaire d’EDF. Mais Adapt ne sera décliné site par site qu’à partir de 2025, observe la Cour des comptes dans son rapport sur l’adaptation au changement climatique du parc de réacteurs nucléaires de mars 2023. À ce stade, seul le site de Chooz (Ardennes) sur la Meuse très sensible au réchauffement, a fait l’objet de cette approche en 2021 pour des résultats qui portent principalement sur la consolidation de la méthodologie en matière de choix de modèles climatiques et sur l’échantillonnage de scénarios extrêmes, observe la Cour des comptes.
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Pas suffisant. Outre l’évaluation de l’impact et des coûts du réchauffement climatique sur le parc actuel, le gendarme des comptes public demande à EDF de mettre à jour les fondements scientifiques justifiant les limites réglementaires applicables aux rejets thermiques, de développer des systèmes de refroidissement sobres en eaux et de produire des études tenant compte du réchauffement climatique pour choisir les lieux d’implantation des futurs 8 EPR2 supplémentaires que l’État lui demande de construire. Le plan Adapt a aussi laissé circonspecte l’Autorité de sureté nucléaire, qui a demandé à EDF « d’anticiper la manière dont seront gérées les potentielles situations de canicule et de sécheresse des prochains étés, au vu du retour d’expérience tiré de l’année 2022 ». Or, pour l’été 2023, EDF dit seulement se préparer, « notamment en étant plus exigeant sur le nettoyage des échangeurs ». La prise en compte de l’évolution des fleuves et la construction de réservoirs supplémentaires pour les effluents qui ne pourraient plus être rejetés faute de débit suffisant, ne sont prévus, eux, que pour les cinquièmes réexamens décennaux (pour fonctionner au-delà de 50 ans), donc pour après 2030.
L'hydro mal preparé à l’évapotranspiration
Du côté de l’hydroélectricité, EDF aussi se veut rassurante. « On a des organisations de crise classiques. Le changement climatique rend la variabilité plus importante, mais ne change pas notre métier », explique Bruno de Chergé, directeur des relations institutionnelles et régulation d’EDF Hydro. Pourtant, après une année catastrophique en 2022 sur le plan hydraulique avec -22,4 % comparé à 2021, 2023 ne s’annonce pas meilleure. « Ce que l’on voit, c’est qu’on a une grande variabilité », estime-t-il. Selon lui, les situations sont très contrastées et très compliquées à anticiper. « Les Pyrénées ne se gèrent pas pareil que les Alpes ou le bassin de la Durance ». Ainsi en 2023, sur le bassin des Pyrénées, « on est au-dessus de la moyenne en remplissage. Mais d’un autre côté, on a moins d’enneigement et donc moins de stock à venir », explique encore Bruno de Chergé.
À plus long terme, ce dernier reste serein, mais objectif : « Avec le réchauffement climatique, il y aura plus d’évapotranspiration, il y aura moins d’eau ». Or, 70 % des ouvrages d’EDF ont un ou plusieurs autres usages que la production d’électricité. Or, EDF n'a qu'un plan « surtout tourné pour produire en toute sécurité et sûreté et bien accompagner nos barrages pour qu’ils tiennent les évènements extrêmes », de crues essentiellement. Pour y faire face, il a installé sur neuf de ses ouvrages une technologie innovante, dite Piano Key Weir, qui permet le déversement d’une quantité d’eau plus importante, sans pour autant accroître les dimensions des barrages. Pour les grands chauds, hormis un projet de solaire flottant sur la retenue d'eau de la centrale hydroélectrique de Lazer (Hautes-Alpes) qui couvrira les deux tiers de la surface de la retenue, EDF ne prévoit à ce stade pas d’adaptations particulières. Il dit néanmoins mettre l’accent sur le travail collectif et le partage de ses données, et de la valeur de l’eau, sur les écosystèmes. EDF Hydro partage aussi désormais son expertise en hydrologie et en cours d’eau avec « les confères du nucléaires ».
