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Le réacteur nucléaire le plus puissant de France, l’EPR de Flamanville, a été arrêté jeudi soir pour des contrôles sur son circuit de refroidissement. Cet arrêt survient en pleine canicule, alors que le parc nucléaire tourne déjà au ralenti sur plusieurs sites et que les prix de l’électricité grimpent en soirée. Reprise annoncée le 26 juillet, dixième arrêt en un an et demi pour ce réacteur déjà critiqué pour ses coûts.
Jeudi 16 juillet à 16 heures, les équipes de la centrale de Flamanville, dans la Manche, ont mis à l’arrêt l’unité n°3, le fameux EPR raccordé au réseau fin 2024. EDF évoque des « contrôles complémentaires » menés dans le cadre du suivi préventif des paramètres de fonctionnement, portant sur deux des quatre groupes motopompes primaires situés dans le bâtiment réacteur, ces équipements qui assurent la circulation de l’eau dans le circuit primaire. Selon le diagnostic, « une intervention pourrait être menée sur ces équipements », précise l’électricien, qui annonce sur son site un redémarrage prévu le 26 juillet à 23 heures. Entre l’arrêt du 16 juillet et cette date, l’indisponibilité du réacteur s’étend donc sur une dizaine de jours.
Un arrêt qui tombe en plein pic de tension sur le réseau
Ce nouvel arrêt de Flamanville 3 ne se produit pas dans n’importe quel contexte. Depuis le 12 juillet, la France traverse un épisode de canicule intense qui a déjà contraint EDF à arrêter trois réacteurs et à réduire la puissance de huit autres sur l’ensemble du parc, l’eau des fleuves étant devenue trop chaude pour assurer leur refroidissement dans des conditions normales. Les réacteurs de Golfech, Bugey et Chooz ont ainsi été temporairement stoppés, une dérogation ayant même été accordée à la centrale du Bugey pour continuer à rejeter de l’eau plus chaude dans le Rhône afin de préserver la stabilité du réseau électrique national.
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Dans ce contexte déjà tendu, la mise à l’arrêt de l’EPR représente un manque à gagner supplémentaire pour un parc nucléaire qui assure encore près de 70 % de la production électrique française. RTE assurait pourtant fin juin ne voir « aucune inquiétude en matière de disponibilité de l’offre » pour l’été, grâce aux marges disponibles sur le reste du parc et à la contribution croissante de l’éolien et du solaire. Mais chaque réacteur retiré du mix, même temporairement, réduit d’autant les marges de sécurité au moment où la climatisation fait grimper la consommation.
Cette tension se lit déjà sur les prix de gros de l’électricité. Le 16 juillet, jour même de l’arrêt de l’EPR, le prix spot day-ahead s’est établi à 152,72 €/MWh en moyenne sur la journée, en hausse de 11,1 % par rapport au jour précédent, avec un pic à 230 €/MWh à 20 heures, l’heure où la demande est la plus forte. Sur l’ensemble du mois de juillet, le prix moyen du marché de gros ressort à 92,1 €/MWh, soit près de 40 % de plus qu’en juin. Cette évolution ne s’explique pas uniquement par l’arrêt de Flamanville, la canicule et la moindre disponibilité de plusieurs réacteurs jouant un rôle plus large, mais elle illustre concrètement comment chaque mégawatt indisponible se répercute sur le prix auquel les fournisseurs achètent l’électricité, avant même qu’il n’atteigne la facture des ménages en tarification dynamique.
Ce que représente concrètement l’arrêt de Flamanville 3
Pour donner un ordre de grandeur, l’EPR de Flamanville dispose d’une puissance nette de l’ordre de 1 600 mégawatts, suffisante pour alimenter environ deux millions de foyers lorsqu’il fonctionne à plein régime. Sur une dizaine de jours d’arrêt complet, cela représente, en théorie, près de 385 000 mégawattheures de production qui ne sont pas injectés sur le réseau. Valorisée au prix moyen du marché de gros observé ces derniers jours, cette quantité représenterait un ordre de grandeur compris entre 35 et 55 millions d’euros de production non livrée. Il s’agit là d’un calcul illustratif destiné à mesurer l’ampleur du phénomène, et non d’une perte réellement supportée par EDF, qui vend une partie de sa production à l’avance sur les marchés à terme et compense généralement ces indisponibilités par d’autres moyens de production.
Ce nouvel arrêt s’ajoute à une liste déjà longue d’interruptions depuis la mise en service du réacteur.
| Période | Durée | Motif |
|---|---|---|
| Décembre 2024 | – | Raccordement au réseau électrique |
| Décembre 2025 | – | Premier passage à 100 % de puissance (1 669 MW brut) |
| Mi-janvier 2026 | Environ 3 semaines | Dégâts causés par la tempête Goretti, embruns salés sur des équipements électriques |
| 16 au 26 juillet 2026 | Environ 10 jours | Contrôles sur les groupes motopompes primaires, possible intervention |
| À partir du 26 septembre 2026 | 350 jours | Première visite complète (VC1), remplacement du couvercle de cuve |
Cette accumulation d’arrêts, pour un réacteur mis en service il y a moins de deux ans, alimente les critiques récurrentes sur la fiabilité de la technologie EPR, dont les six exemplaires de nouvelle génération (EPR2) doivent pourtant être lancés dans les prochaines années dans le cadre de la relance du nucléaire français.
Un réacteur déjà marqué par des dérapages de coûts
Au-delà de sa fiabilité, l’EPR de Flamanville reste associé à l’un des plus importants dérapages budgétaires de l’histoire industrielle française. Premier réacteur nucléaire à démarrer en France depuis vingt-cinq ans, il a été raccordé au réseau fin 2024 avec douze ans de retard par rapport au calendrier initial. Son coût, budgété à l’origine à 3,3 milliards d’euros, a été réévalué par la Cour des comptes à environ 23,7 milliards d’euros aux conditions de 2023.
L’arrêt du 26 septembre, l’échéance qui compte vraiment
Si l’arrêt actuel doit rester bref, une immobilisation bien plus longue est déjà programmée. À compter du 26 septembre 2026, Flamanville 3 entrera dans sa première visite complète, une opération réglementaire qui doit durer 350 jours, soit près d’un an. Cette visite permettra notamment de remplacer le couvercle de la cuve du réacteur, un composant identifié depuis longtemps par l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) comme présentant des anomalies. Pour les foyers et les entreprises qui suivent l’évolution des prix de l’électricité, cette absence prolongée du réacteur le plus puissant du parc français, à partir de la fin de l’été, constitue un paramètre à surveiller pour les mois à venir, en particulier si l’hiver 2026-2027 s’avère rigoureux.
Vérification des faits
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Éléments confirmés directement par EDF ou vérifiables par calcul simple : la date et l’heure de l’arrêt (16 juillet 2026, 16 heures), le motif officiel invoqué (contrôles sur deux des quatre groupes motopompes primaires), la date de redémarrage annoncée (26 juillet 2026, 23 heures, soit une durée d’environ dix jours), le raccordement au réseau fin 2024 avec douze ans de retard, la puissance nécessaire pour alimenter environ deux millions de foyers, l’arrêt lié à la tempête Goretti en janvier 2026, ainsi que la visite complète programmée à partir du 26 septembre 2026 pour 350 jours.
Éléments attribués à une source précise, à distinguer d’un fait établi : le chiffrage de 23,7 milliards d’euros est celui de la Cour des comptes aux conditions économiques de 2023. Une autre estimation, communiquée par EDF elle-même, évoque un coût de chantier réévalué à environ 13,2 milliards d’euros, un écart qui s’explique probablement par des périmètres et des méthodes de calcul différents entre les deux sources, sans que cela soit précisé publiquement. Les prix de marché mentionnés (152,72 €/MWh le 16 juillet, moyenne de 92,1 €/MWh sur juillet) proviennent des cotations EPEX Spot rapportées par des agrégateurs spécialisés et reflètent le marché de gros, pas le tarif final payé par les ménages. Le calcul de la valeur de production non livrée (35 à 55 millions d’euros) est une estimation d’ECOinfos à partir de la puissance du réacteur et des prix de marché observés, à visée illustrative, et ne correspond pas à un chiffre communiqué par EDF.
