Chooz repart après trois mois d'arrêt : la sécheresse a coûté près de 4 TWh au nucléaire français

Après trois mois d'interruption, la centrale nucléaire de Chooz (Ardennes) a repris sa production d'électricité. Selon Révolution Énergétique, l'unité n°1, d'une puissance de 1 450 MWe, a été relancée le 26 octobre, l'unité n°2 devant suivre dans les jours suivants. Je n'ai pas pu confirmer par une seconde source indépendante le calendrier exact de cette deuxième unité : il reste à considérer comme annoncé plutôt que acté. Ce redémarrage marque, d'après ce même média, la fin des limitations du parc nucléaire français liées à la sécheresse et à la canicule de l'été 2026.

Un arrêt dicté par le débit de la Meuse, pas par la température

Le réacteur n°2 de Chooz a été arrêté préventivement le 11 juillet 2026 à 0 h 08, alors que le débit de la Meuse était tombé à 21,3 m³/s. Le réacteur n°1 a suivi le 1er août à 23 h 05, pour un débit relevé à 18,6 m³/s le lendemain matin. Dans le cas de Chooz, ce n'est donc pas une eau trop chaude qui a imposé l'arrêt, mais un fleuve trop faible.

EDF invoque l'accord franco-belge du 8 septembre 1998 sur la gestion des eaux de la Meuse. Ce texte permet d'adapter le fonctionnement des unités de production afin de garantir un débit suffisant aux différents usagers du fleuve, en France comme en Belgique. L'exploitant précise que le refroidissement des réacteurs ne nécessite lui-même que 6,3 m³/s : l'arrêt relève donc d'un partage de la ressource entre usages, et non d'une impossibilité technique de refroidir les installations. EDF souligne par ailleurs que ces décisions n'ont aucun impact sur la sûreté.

Le coût en production : jusqu'à 10 TWh perdus sur le parc

D'après les chiffres de RTE relayés dans la presse, la chaleur et la sécheresse ont privé le parc nucléaire français d'une production pouvant atteindre 10 TWh cet été. Le site de Chooz, avec ses deux unités de 1 450 MWe, en représente à lui seul près de 4 TWh. Au plus fort de l'épisode, le 12 août, environ 20 % de la puissance nucléaire était indisponible pour des raisons environnementales, avec treize réacteurs arrêtés ou fonctionnant à puissance réduite.

Ces arrêts ont aussi un coût financier pour l'exploitant, qui a dû compenser l'énergie manquante et renoncer à vendre une électricité décarbonée à un moment où la demande reste soutenue. Le système électrique français, structurellement exportateur, a pu absorber le choc, mais l'épisode illustre la sensibilité d'une production très concentrée sur quelques fleuves.

Ce que l'épisode change pour la planification énergétique

Les centrales de Chooz, de Cattenom ou du Bugey ne sont pas toutes exposées de la même manière : celles situées sur des fleuves à régime irrégulier ou transfrontaliers cumulent contraintes thermiques et obligations de débit. EDF indique adapter centrales et barrages au changement climatique, notamment par la gestion fine des réserves en amont et des règles d'exploitation en période de basses eaux.

Pour les prochains étés, plusieurs leviers sont sur la table : meilleure prévision hydrologique, coordination renforcée avec les gestionnaires de barrages et pays voisins, et prise en compte du risque de basses eaux dans le dimensionnement des futurs réacteurs. Pour un lecteur européen, le cas de Chooz montre qu'un fleuve partagé impose une gouvernance partagée : l'accord de 1998 a joué son rôle, mais il a aussi fait apparaître combien la disponibilité d'une centrale dépend de décisions prises à l'échelle d'un bassin versant, et non seulement du site lui-même.