Non sans fierté, EDF se présente comme le « premier producteur mondial d’électricité bas carbone », donc comme un acteur de la lutte contre le dérèglement climatique. Mais le groupe public est malgré tout confronté à un défi vertigineux, comme l’ont rappelé les quatre canicules ayant frappé l’Hexagone depuis la fin de mai : quels sont les risques, à plus long terme, de fortes chaleurs et de sécheresses à répétition sur les centrales nucléaires ou hydrauliques de l’électricien national ? Et comment anticiper un réchauffement de l’air de 2,7 °C en 2050 par rapport à l’ère préindustrielle, voire de 4 °C en 2100 ?

A la confluence des principales interrogations, l’eau. Essentielle pour l’électricien comme pour d’autres usages (agriculture, eau potable, industrie), la ressource menace, elle aussi, de se réchauffer et de se raréfier. Pour la seule Garonne, selon les projections à l’horizon 2050, par rapport à la période 1976-2005, « les débits d’étiage [débits minimaux] chuteraient de 30 % à 50 %, avec un allongement marqué des périodes de bas débits », alerte l’une des six agences françaises de l’eau, chargée de ce fleuve. Quant à celle du Rhône, elle anticipe plutôt moins 20 % « vers 2055 », après une première baisse comprise entre 7 % à 13 %, selon les secteurs, entre 1960 et 2020.

C’est à « un bouleversement des cycles hydrologiques » qu’il faut s’attendre, avec « une diminution du couvert neigeux dans les montagnes », complète Yves Tramblay, chercheur à l’Institut de recherche pour le développement. Comme cet hydrologue, EDF a participé au projet Explore2 (2021-2024), vaste étude sur l’évolution des ressources aquatiques jusqu’à la fin du siècle, le tout coordonné par l’Institut national de recherche pour l’agriculture, l’alimentation et l’environnement (Inrae).

Selon les calculs de l’énergéticien, le changement climatique a privé de 1 térawattheure (TWh) la production annuelle de ses installations hydroélectriques au cours de la décennie 2010. Et, sans adaptation, la perte se poursuivrait au même rythme au moins jusqu’aux années 2040. Soit environ 2,5 % de son énergie hydraulique.

Cruciale, la ressource en eau l’est aussi pour refroidir les réacteurs nucléaires. Des réglementations contraignent déjà certains sites à des réductions de puissance, voire à des mises à l’arrêt pour des raisons environnementales, et non pour la sûreté des installations.

Soit à cause de la sécheresse, comme pour les deux unités de Chooz, dans les Ardennes. L’une est à l’arrêt depuis le 11 juillet, l’autre depuis samedi 1^er août, pour « respecter l’accord franco-belge [de] 1998 relatif à la gestion des eaux de la Meuse » et « garantir un débit d’eau suffisant pour les différents usagers », précise un communiqué de l’exploitant. Soit à cause de températures de l’eau trop élevées dans les fleuves ou les rivières en aval des centrales, afin de protéger la flore et la faune. Pour éviter des rejets thermiques (le rejet d’eau chaude), le réacteur numéro 2 de Golfech (Tarn-et-Garonne) a ainsi été en sommeil dix-sept jours durant, du 9 au 26 juillet, en raison d’un seuil fixé à 28 °C dans la Garonne.

Au plus fort des canicules de juin et de juillet, trois des cinquante-sept réacteurs dans le pays ont été stoppés, et neuf autres ont fait l’objet d’une réduction de puissance – ce qui n’a pas mis en péril l’approvisionnement électrique de la France. Depuis 2000, d’après les moyennes d’EDF, ces aléas n’ont causé qu’une perte de production équivalant à 0,3 % de l’électricité nucléaire générée chaque année. Sans adaptation, les pertes resteraient limitées à 1,5 % de la cible de production en 2050, soit environ 5 TWh.

« Si les volumes d’énergie en jeu à l’échelle annuelle peuvent apparaître faibles », « la puissance coupée » peut « ponctuellement » être significative, nuance le gestionnaire du réseau de transport d’électricité, RTE, dans Futurs énergétiques 2050, une somme publiée en 2022. Et la Cour des comptes, dans un rapport de 2023, estimait le manque à gagner à 889 millions d’euros pour la période 2000-2022.

Jusqu’à présent, outre Chooz et Golfech, les pertes de production ont surtout touché, le long du Rhône, les sites de Saint-Alban (Isère), du Bugey (Ain) et du Tricastin (Drôme), ainsi que celui du Blayais, sur l’estuaire de la Gironde. De fait, parmi les dix-huit centrales nucléaires du pays, les risques d’indisponibilité concernent avant tout celles reliées à des rivières ou à des fleuves, plutôt que celles en bord de mer.

Selon le mot consacré, EDF entend moderniser une partie de ses infrastructures pour améliorer leur « résilience », et donc regagner en production. En février, après une étude réalisée à la demande du gouvernement, Bernard Fontana lâchait un chiffre : près de 9 milliards d’euros sur les quinze prochaines années, voilà les investissements prévus par le PDG du groupe pour adapter au changement climatique les installations existantes, y compris pour renforcer les réseaux électriques outre-mer. A raison de 600 millions d’euros par an, ce sera quatre fois plus qu’aujourd’hui, a détaillé l’entreprise, en juin. Le total tiendra compte des canicules, des sécheresses, sans occulter non plus les risques d’inondations, de feux de forêt, de tempêtes…

Dans le nucléaire, cela pourrait passer par un dispositif déjà à l’œuvre à Civaux (Vienne), sur les bords de la Vienne. Ce système de quatre « mini-tours » (14 mètres de haut) permet de refroidir, « avant rejet, l’eau issue des purges » des deux grandes tours aérofrigérantes du site (178 mètres). Et d’ainsi restituer une eau plus fraîche qu’au moment de son prélèvement. L’électricien confirme au Monde vouloir d’abord le répliquer pour le site de Golfech.

Autre exemple qu’il entend développer, cette fois dans l’énergie hydraulique : une turbine inaugurée en 2025 dans la petite centrale hydroélectrique de Lacourt (Ariège) fonctionne avec seulement 3,5 m³/seconde dans la rivière, contre 6,5 m³/seconde pour deux turbines plus anciennes.

« L’enjeu de l’adaptation est d’anticiper des choses probables, mais aussi des éventualités à haut risque dont la probabilité est plus faible et dont l’impact serait bien plus grave », souligne Valérie Masson-Delmotte, qui a été coprésidente (2015-2023) d’un groupe de travail du Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat, et qui siège au conseil de parties prenantes d’EDF, un comité consultatif.

Voilà aussi pourquoi, en 2022, l’exploitant rehaussait à 7,48 mètres une digue aux abords de la centrale nucléaire de Gravelines (Nord), dans le cadre de mesures post-Fukushima – l’accident au Japon, onze ans auparavant, ayant été causé par un tsunami. Il projette aujourd’hui la construction d’au moins six nouveaux réacteurs dans le pays, dont deux dans cette centrale-là, deux autres en bord de mer, à Penly (Seine-Maritime), et deux sur les rives du Rhône, au Bugey.