PNACC : les infrastructures françaises à l'heure de la vulnérabilité climatique

En théorie, les grands projets d’aménagement doivent l’objet d’une évaluation de vulnérabilité au changement climatique  depuis 2016 (article R. 122-5 code l’environnement). "Dans les faits, cette prise en compte, en particulier concernant la vulnérabilité au changement climatique, reste largement insuffisante", dixit le Plan National d'Adaptation au Changement Climatique qui a été publié lundi 10 mars 2025 après des mois de retard.
Celui-ci prévoit donc d'améliorer l'anticipation des risques climatiques. D'une part, il clarifie les hypothèses avec la Trajectoire de Référence pour l'Adaptation au Changement Climatique (TRACC), le fameux "scénario +4°C" qui doit désormais servir de référence commune. D'autres part, il impose d'évaluer l'impact du changement climatique sur de nombreuses entreprises et activité, notamment dans les infrastructures, les transports et l'énergie. 

Transports : tous les modes et opérateur concernés à court-terme

Dans le secteur des transports, l'objectif est de réaliser des études de vulnérabilité pour l’ensemble des réseaux et des grandes infrastructures - SNCF Réseau, SNCF Gares & Connexion, SNCF Voyageurs, RATP, les grands ports maritimes, les principaux aéroports, le réseau routier... Ceux qui ont déjà fait ce type d'étude devront se mettre en conformité avec la TRACC.

Côté réseau ferré, SNCF Réseau a adopté en février 2024 une stratégie d’adaptation au changement climatique comportant une feuille de route 2024-2026, établie sur la base des analyses de vulnérabilité et des travaux d’ingénierie. Une étude globale de la vulnérabilité est en cours de mise à jour avec la TRACC, des études locales sont en cours ou prévues. Pour les nouveaux projets, un examen de la démarche d’adaptation sera mis en place lors de l’approbation par le Comité National des Investissements et des Engagements.
Une analyse de vulnérabilité sur 3000 gares a été effectuée en 2024 par SNCF Gares et Connexions. La feuille de route 2025-2030 prévoit de "continuer à investir dans la connaissance des impacts climatiques actuels et futurs sur les gares".

Pour les réseau urbains et régionaux, RATP a réalisé une étude de vulnérabilité "à dire d’experts" qui doit être mise à jour pour intégrer les données TRACC. La Société des Grands Projets (le maitre d'ouvrage du Grand Paris) va demander systématiquement la réalisation d’études de vulnérabilité au changement climatique dans le cadre des nouveaux appels d’offres à partir de 2025.
Enfin les projets de services express régionaux métropolitains devront intégrer une évaluation de la vulnérabilité.

Côté aéroports, les exploitants d’Aéroports de Paris, Aéroports de la Côte d’Azur, Lyon Saint-Exupéry, Bordeaux-Mérignac, la Réunion Roland Garros, Guadeloupe-Maryse Condé, Martinique Aimé Césaire, Strasbourg-Entzheim, Montpellier-Méditerranée, Marseille-Provence et Toulouse-Blagnac doivent réaliser en 2025 "une étude de vulnérabilité au changement climatique selon la TRACC et une ébauche de plan d’actions chiffré intégrant une première estimation des coûts à engager".

Et pour les ports, Bordeaux, La Rochelle, Guadeloupe, La Réunion et La Martinique ont déjà réalisé des études qui devront être actualisée avec la TRACC. Des études sont en cours pour Nantes-Saint-Nazaire, Dunkerque et Guyane et prévues pour les autres Grands Ports Maritimes (Haropa, Marseille).

Une étude est également en cours pour évaluer la vulnérabilité du réseau routier national, y compris les autoroutes concédées.

Énergie : assurer la résilience des systèmes et réseaux

Dans l'énergie, la priorité est d'améliorer la résilience du système électrique, y compris des production éolienne et solaire et du réseau.

RTE va réaliser une mise à jour des Futurs énergétiques 2050 en 2026 avec une nouvelle évaluation de l'impact du changement climatique sur le système électrique en cohérence avec la TRACC. Cette évaluation devra également adopter "une approche multi-modèles" (c'était une des limitation de l'étude précédente qui n'utilisez qu'un seul modèle). L'actualisation portera aussi sur :

• l’exposition au changement climatique de l’ensemble des filières, et en particulier les filières de d’énergie éolienne et photovoltaïque, à partir de scénarios climatiques, y compris "les conséquences de scénarios à faible probabilité".
• la disponibilité de la ressource en eau et ses conséquences pour la production électrique, en prenant en compte les résultats de l'étude Explore 2.

RTE devra aussi réaliser très prochainement des stress test pour valider la résilience du réseau dans des situation extrêmes, par exemple canicule combinée à une période sans vent.

Pour le réseau de distribution, Enedis va poursuivre l'enfouissement des réseaux dans les zones à risque d'incendie et le remplacement des éléments identifiés comme ayant un risque de défaillance. L'objectif est de renouveler d’ici 2040 la majorité des ouvrages les plus sensibles au risque de vagues de chaleur, ce qui nécessite des études préalables afin de prioriser les tronçons à renouveler en fonction de leur risque d’incidents, de l’exposition au risque de canicule et de leur impact client.

Des travaux sont également prévus du côté d'EDF (notamment sur le nucléaire) et des exploitant hydroélectrique.

Dans l'industrie pétrolière et gazière, l'évaluation des vulnérabilités portera principalement sur l’approvisionnement et la logistique. Trois études sont prévues pour 2026 sur les installations de transit international, la logistique pétrolière nationale et la navigabilité des fleuves, en particulier du Rhin. 

Opérateurs d'importance vitale et installation Seveso

Le projet de PNACC mis en consultation à l'automne prévoyait aussi des études de vulnérabilité climatique pour les opérateurs d’importance vitale (OIV), c'est-à-dire 1400 sites "vitaux à la survie de la nation" (industries d'armement, traitement de l'eau, services financiers, installations sanitaires majeures...). La version définitive se contente d'annoncer la transposition dans le droit français de la directive 2022/2557 sur la résilience des entités critiques. Celle-ci prévoit notamment que "les États membres veillent à ce que les entités critiques prennent des mesures […] pour prévenir la survenance d’incidents, en tenant dûment compte de mesures de réduction des risques de catastrophe et d’adaptation au changement climatique."

Dans le vague également, les nouvelles exigences sur les études de danger des installation Seveso ou des installations classées pour la protection de l'environnement (ICPE). Les aléas devraont être mis en cohérence avec la TRACC mais la méthodologie reste à définir.

Établissements scolaires et sanitaires

Il n'y a pas que l'industrie et les infrastructures dans la vie... le PNACC prévoit aussi de recenser les établissements scolaires "particulièrement menacés par le recul du trait de côte, la montée des eaux, les inondations ou d’autres risques climatiques extrêmes".

Une étude prospective sur les conséquences du changement climatique sur le système de santé va être lancée. Elle devra aider à anticiper les besoin de formation (reconnaitre et traiter les maladies liées au changement climatique), de ressources humaines (augmentation des besoins dans certaines spécialités) et l'impact sur la chaine d’approvisionnement (produits de santé, énergie, eau…).

Un inventaire complet du parc immobilier des établissements de santé et établissements sanitaires, sociaux et médico-sociaux est également prévu afin d'analyser son exposition au risques climatiques : confort thermique, risque d’inondation, alimentation en eau potable, risques sanitaires, dommage au bâtiment, alimentation en eau et en énergie... L’objectif est d'identifier et de prioriser les établissements devant faire l’objet d’une étude de vulnérabilité plus poussée.

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Météo du nucléaire : suivez en direct l'effet de la chaleur et de la sécheresse sur la production d'électricité

Aussi sûr que noël arrive en décembre, les indisponibilités climatiques du parc nucléaire reviennent en juillet. Cette année ne fait pas exception : le week-end dernier, la centrale du Bugey a été contrainte d'arrêter un réacteur pour respecter ses limites de rejets thermiques malgré la chaleur et la baisse du débit.

Depuis 5 ou 6 ans, je passe pas mal de temps chaque été à suivre et à expliquer les effets de la température et du manque d'eau sur la production nucléaire française. Alors cette année, j'ai décidé de simplifier le travail et de créer une application qui le fait à ma place :

Vous pouvez aussi accéder à l'appli en plein écran ici, et même l'intégrer sur votre propre site (la marche à suivre est expliquée dans ce tuto).

Comment ça fonctionne ?

Cette application s'appuie sur la méthode que j'ai développé en 2019 pour évaluer précisément les pertes de production nucléaire à partir des informations publiées par EDF dans le cadre de ses obligations reglementaires de transparence (alias : REMIT).

Ces publications prennent la forme de messages et de déclarations d'indisponibilité. Celles qui concernent la production des centrales nucléaires sont récupérées toutes les 30 minutes. Leur contenu est analysé automatiquement pour déterminer si la cause du problème est d'origine climatique ou s'il s'agit, par exemple, d'un arrêt programmé ou d'une défaillance technique.

A l'heure actuelle, l'ensemble des données viennent donc d'EDF. Elles sont simplement collectées et synthétisées avec d'une part un aperçu du nombre de réacteurs en service, à l'arrêt et perturbés par les conditions météo et d'autre part un court aperçu des prévisions pour les prochains jours :

Prévisions détaillées et historiques

Au-delà de cette exploitation simple, l'appli propose deux fonctions accessibles dans les onglets déroulants :

• Le détail de la situation actuelle et des prévisions pour chaque centrale :
  Comme pour la synthèse, on a le nombre de réacteurs en service, arrêtés et perturbés par la météo à l'instant t. Il y a aussi pour chaque centrale un aperçu des prévisions publiés par EDF : est-ce qu'une indisponibilité climatique est possible ? Sait-on à quel moment ? Quelle est la puissance maximale qui devrait être concernée ?
  

• Un graphique interactif des pertes pour l'année en cours
  La production perdue à cause des indisponibilité climatique est calculée jour par jour. Pour permettre une comparaison les courbes des années précédentes (jusqu'à 2015) sont également affichées.

Et à quoi ça sert ?

Chaque année, les indisponibilités climatiques du parc nucléaire suscitent des débats enflammés, souvent sur la base d'informations incomplètes ou fausses... Il faut dire que les données ne sont pas facilement exploitables (comme REMIT) ou arrivent beaucoup trop tard (EDF communique par exemple le cumul des pertes en fin d'année)

A plus long-terme, il est possible que je l'enrichisse avec d'autres fonctions, d'autres données (par exemple météorologiques) voire des prévisions indépendantes de celles réalisées par EDF. Mais ce ne sera probablement pas avant l'année prochaine.

Pour l'instant, je souhaite voir comment cette appli sera reçue et si elle peut aider à éclairer les discussions.

N'hésitez pas à partager votre avis, vos questions, vos proposition d'améliorations en commentaires ou sur les réseaux sociaux (en me mentionnant).

Publié le 19 juillet 2023 par Thibault Laconde

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Les dérogations aux limites de température accordées aux centrales nucléaires en 2022 étaient-elles utiles ?

En juillet dernier, EDF a obtenu de l’ASN et du gouvernement une suspension des limites de température en aval de certaines centrales nucléaires. Comment ces dérogations ont-elles été utilisées ? Et étaient-elles justifiées ?

Presque un an après on a enfin assez d’information pour tenter de répondre à la question.

Rejet thermiques : un point sur les régimes dérogatoires en vigueur pendant l'été 2022

Rappelons le contexte : début 2022, la situation du système électrique européen est très tendue. Avec la guerre en Ukraine, on craint une pénurie de gaz pour l’hiver. De nombreux réacteurs nucléaires sont à l’arrêt à cause d’un risque de corrosion...

Et la météo s’en mêle : sécheresse et vague de chaleur précoce. La centrale du Blayais est contrainte de baisser sa production dès le 9 mai, celle de St Alban à partir du 5 juin. C'est du jamais vu : d'habitude ces problèmes apparaissent à partir de la mi-juillet !

Le 12 juillet, EDF réclame une suspension des limites de températures en aval des centrales du Blayais, de St Alban et de Golfech "afin d'assurer la sécurité du réseau électrique et l'approvisionnement énergétique du pays". La demande est acceptée par l'ASN et le gouvernement. Ces dérogations sont rapidement étendues à deux autres centrales refroidies par le Rhône : Bugey et Tricastin. Initialement prévues jusqu'au 24 juillet, elles sont prolongées jusqu'au 7 août puis de nouveau jusqu'au 11 septembre.

Il est important de noter que la réglementation de toutes ces centrales (sauf Blayais) autorise déjà un fonctionnement au-delà de la limite de température normale lors de conditions climatiques exceptionnelles : si RTE en fait la demande, la limite de température en aval peut être relevée de 2°C à Golfech et de 1°C pour les autres.

On a donc deux régimes de fonctionnement dérogatoires pendant l’été 2022 :

1. le fonctionnement en conditions climatiques exceptionnelles (CCE), prévu par les arrêtés de rejets des centrales, limité et conditionnés à un besoin réel,
2. les dérogations de juillet 2022, temporaires, sans limite de température aval et avec un encadrement incertain. EDF parle de fonctionnement en "situation exceptionnelle" (SE) mais pour éviter le risque de confusion avec les CCE, nous appellerons ça le mode YOLO.

Centrale par centrale que s'est-il passé pendant l'été 2022 ?

Blayais

Maintenant voyons ce qui s’est passé pour chaque centrale concernée. 

Au Blayais, le cas est simple. Après des indisponibilités limitées mais très précoces en mai et juin, l’arrêt programmé des réacteurs 1 et 4 début juillet n'a laissé qu'un seul réacteur en fonctionnement. Dans ces conditions, les limites réglementaires ont été facilement respectées.

Saint Alban

A Saint-Alban, la température de l’eau a très légèrement dépassé la limite autorisé le 12 août : 28.04°C pour un maximum autorisé de 28°C. Les deux modes de fonctionnement dérogatoires étaient possibles, c’est la version YOLO qui est utilisée.

Ce dépassement très faible aurait facilement pu être évité. Avec un débit d'environ 340 m3/s le 12 août, il aurait suffit de réduire la production de St Alban de 500MWh (soit 2% de la production de ce jour-là) pour respecter la limite de 28°C.

Bugey

Au Bugey, la température a dépassé la limite autorisée (26°C) à plusieurs reprises mais jamais de plus d’un degré. Les deux modes de dérogation sont donc possibles, et là aussi c’est la version YOLO qui est utilisée les 19 et 20 juillet puis les 4, 8, 9, 13 et 14 août. 

Température en aval de Bugey (ligne orange) pendant l'été 2022 comparée à la limite réglementaire (orange pointillés) (source)

Tricastin

Au Tricastin, la température maximale autorisée (28°C) a été dépassée du 7 au 15 août avec un maximum de 28.6°C. You know the drill : deux modes possibles, YOLO... 

Température en aval du Tricastin (ligne orange) pendant l'été 2022 comparée à la limite réglementaire (jaune pointillés) (source)

Golfech

Le cas de Golfech est intéressant. La température a dépassé la limite de 28°C à la mi-juillet puis de nouveau pendant deux périodes de la première quinzaine d’août - pour un total de 16 jours.

Pendant la première période (du 15 au 23 juillet), la température maximale en aval atteint 29.05°C, pendant la deuxième (du 4 au 6 août) 28.35°C et pendant la 3e (du 9 au 15 août) 29.20°C. Les conditions sont donc assez proches à la mi-juillet et à la mi-août, pourtant les deux première périodes sont passées grâce à une dérogation CCE alors que le mode YOLO est utilisé pour la troisième.

Température en aval de Golfech (ligne brune) pendant l'été 2022 comparée à la limite réglementaire (orange pointillés) (source)

A noter : Golfech est aussi la seule centrale qui avait fonctionné en mode CCE avant 2022. C'était pendant un peu plus d'une journée en août 2018.

 

Pourquoi les dérogations "situation exceptionnelle" ont-elles été utlisées ?

Première conclusion après ce tour d'horizon : les conditions d'application du mécanisme de flexibilité déjà présent dans la réglementation (les dérogations CCE) n'ont jamais été dépassées.

Pourtant, ce fonctionnement normal a toujours été écarté au profit des dérogations SE. Sauf à Golfech, qui illustre parfaitement la question : pourquoi le mécanisme CCE est-il utilisé pour maintenir Golfech en fonctionnement en juillet mais pas en août ?

Il y a un cas où l'usage des dérogations exceptionnelles de 2022 peut s'expliquer, c'est Bugey. Les dérogations CCE ne s'appliquent pas à ses 2 réacteurs refroidis en cycle ouvert, d'où éventuellement la nécessité de recourir aux SE si les 2 autres réacteurs sont insuffisants. Ce fonctionnement a été confirmé par l'ASN pour les 19 et 20 juillet.

Mais pour les autres centrales ?

Pour les autres, l'explication la plus probable est que les conditions d'application des dérogations normales n'étaient pas réunies. Pour le dire clairement : il n'y avait probablement pas de risque pour l'équilibre du système électrique et pas de demande de RTE.

Cela ne veut pas dire que les utilisations des dérogations exceptionnelles de 2022 n'ont jamais été utiles. Elles ont peut-être permis d'économiser un peu d'eau et de gaz pour l'hiver. Mais certains cas, comme St Alban, évoquent quand même fortement un usage "de confort". Et puis, pendant l'été 2022, le prix de gros de l'électricité a dépassé 500€/MWh, ce qui situe quand même la journée d'arrêt d'un réacteur de 900MW autour de 10 millions d'euros...

Alors ces dérogations, justifiées ou pas ?

Si on résume, sur les 5 centrales autorisées à déroger à leurs limites de température :

• Blayais n'a pas utilisé sa dérogation 
• Golfech, St Alban, Tricastin ont utilisé leurs dérogations mais dans des situations où la production aurait de toute façon pu être maintenue si RTE en avait fait la demande
  
• Bugey est la seule centrale à avoir utilisé sa dérogation dans une situation où la réglementation existante ne lui aurait pas permis de continuer à produire même si c'était nécessaire à l'équilibre du système électrique
  

Les dérogations accordées par le gouvernement et l'ASN semblent donc avoir principalement servi à maintenir la production nucléaire au-delà des limites de température normale alors que l'équilibre du réseau ne le nécessitait pas.

La réglementation existante aurait suffi a passer l'été 2022. Il n'était pas nécessaire pour cela de suspendre les limites de température en aval des centrales nucléaires. 

Évidemment, il est plus facile de tirer ce bilan a posteriori que de prévoir ce qui allait ce passer en début d'été 2022. Mais si on se replace dans le contexte de la première demande de suspension des limites de température, introduite par EDF le 12 juillet, que voit-on ? A cette date, cela fait plusieurs semaines qu'aucune centrale n'est indisponible à cause de la météo (le dernier cas remonte au 21 juin). Et les 3 centrales qui ont fait l'objet de la demande initiale, aucune n'a fait usage de la dérogation obtenue avant le 9 août.

A minima EDF a crié longtemps avant d'avoir mal.

Publié le 30 juin 2023 par Thibault Laconde

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Revoir la réglementation des rejets thermiques pour les centrales nucléaires : pourquoi et comment ?

Il y a quelques jours, comme avant chaque été, EDF a tenu une conférence de presse pour évoquer les effets du changement climatique sur le parc électrique. A cette occasion, l'électricien a annoncé qu'il souhaite un assouplissement de la réglementation des rejets thermiques pour ses centrales nucléaires.

Cela fait déjà quelques temps que je voulais vous parler de cette révision. De mon point de vue elle est devenue inévitable après l’été 2022, et si le sujet est condamné à susciter toutes sortes de polémiques et de positions outrancières, je crois qu'il est aussi possible de parvenir à un solution raisonnable... Et peut-être, au passage, de s'entrainer à répartir efficacement des ressources que le changement climatique rend de plus en plus rares.

Alors, sans plus attendre sautons à deux pieds sur l'occasion...

Les rejets thermiques pour les nuls

Je vais commencer par resituer le cadre technique et juridique de la discussion. Si vous êtes un habitué, vous pouvez probablement passer directement au prochain paragraphe : ce sont des choses dont j'ai déjà parlé dans plusieurs articles.

Le refroidissement des centrales nucléaires entraine un transfert de chaleur vers l'extérieur, en particulier vers les milieux aquatiques - fleuve ou mer selon les cas. La réglementation des rejets thermiques encadre ces opérations. Le cas le plus contraignant, et celui qui va nous intéresser principalement, est celui des centrales situées à l'intérieur des terres et dépendantes de fleuves. Dans ce cas, la réglementation prend généralement la forme d'une température maximale en aval et d'un échauffement maximal entre l'amont et l'aval.

La centrale nucléaire de Belleville utilise la Loire
comme source d'eau de refroidissement (source) 

En pratique, la limite d'échauffement impose un débit minimal du fleuve. A puissance égale, les rejets de chaleur d'une centrale sont à peu près constant. La seule façon de limiter l'échauffement sans baisser la production est donc d'avoir un débit suffisant pour diluer l'eau réchauffée déversée dans le fleuve.

La limite de température en aval peut, elle, se traduire par une limite de température en amont : elle doit être inférieure à la température maximale autorisée en aval augmentée de l'échauffement produit dans les conditions de débits du moment.

Bref, contrairement à ce qu'on pourrait croire, la réglementation des rejets thermiques n'encadre pas la façon dont la centrale fonctionne. En réalité, elle encadre les conditions météorologiques et hydrologiques dans lesquelles une centrale nucléaire peut fonctionner.

Côté juridique comment ça se présente ? Les limites de température sont fixées pour chaque centrale nucléaire via un arrêté, c'est-à-dire le niveau le plus bas dans la hiérarchie des normes. D'un point de vue administratif, ces textes sont très faciles à modifier.

Les valeurs peuvent varier largement, sans que la raison soit toujours très claire :

 

Il y a cependant une inspiration commune : la fameuse directive européenne de 1978 sur "la qualité des eaux douces aptes à la vie des poissons". Celle-ci fixe une température maximale de 28°C et un échauffement maximale de 3°C pour les grands fleuves de plaine. Mais comme toutes les directives européennes, il s'agit d'objectif de résultat destinés aux Etats-membres, ceux-ci restent libres des moyens mis en œuvre pour les atteindre et la directive ne créé pas directement d'obligation pour EDF ou n'importe quel autre utilisateur des fleuves.

La fin peu glorieuse de la réglementation mise en place après la canicule de 2003

La France a donc un objectif de résultat sur la température des fleuves mais les règles applicables aux centrales nucléaires ne sont pas gravées dans le marbre. Elles ont changé dans le passé. En particulier, elles ont déjà été largement adaptées depuis les canicules de 2003 et 2006. C'est justement ce régime qui est arrivé en fin de vie il y a un an, au début de l'été 2022.

Rappelons que, lors de la canicule de 2003, la France était passée près du black-out. Cette "catastrophe évitée de peu" (pour reprendre le terme de la Commission d'enquête du Sénat) a inspiré une révision de la réglementation applicable à la plupart des centrales nucléaires. Pour préparer des étés de plus en plus défavorables, la réglementation post-2003 innove en permettant un assouplissement des limites de rejets thermiques lorsque des tensions sur l'approvisionnement en électricité le justifient.

Par exemple, la température maximale en aval de Golfech est normalement limitée à 28°C mais, depuis la révision de son arrêté de rejets en 2006, elle peut fonctionner jusqu'à 30 si RTE le demande ou si c'est nécessaire pour assurer l'équilibre du système électrique.

 

Pendant une vingtaine d'années, ce mécanisme n'a été utilisé qu'une seule fois (en 2018). Mais en 2022, patratra : pour la première fois une vraie situation de tension se présente, avec la guerre en Ukraine et les soucis de corrosion du parc nucléaire, et l'été s'annonce chaud et surtout sec... Va-t-on enfin utiliser la flexibilité prévue par la réglementation ? Non, EDF préfère demander de façon préventive la suspension de la réglementation. Demande acceptée par l'ASN et entérinée par le gouvernement.

 

Le mécanisme imaginé suite à la canicule de 2003 est un échec : inutilisé pendant des années et vite écarté précisément quand il aurait du servir. Une révision de la réglementation des rejets thermiques des centrales nucléaires était donc inévitable. Et même souhaitable pour éviter de se retrouver dans la même situation à l'avenir.

 

La question dès lors est : comment fixer efficacement les nouvelles règles ? A mon avis, cela nécessite de répondre à 3 questions.

Question 1 : techniquement, jusqu'à quelle température et quel débit la centrale peut-elle fonctionner ?

Imaginons que les arrêtés de rejets soient abolis, les centrales nucléaires ne seraient pas pour autant capables de fonctionner dans n'importe quelles conditions de chaleur et de sécheresse. Contrairement à ce qu'on entend souvent, il existe bien des limites techniques de fonctionnement en température et en débit.

En particulier, le circuit de refroidissement doit avoir une température suffisamment basse pour condenser la vapeur après son passage dans la turbine. Aux pressions ordinaires, la condensation se fait autour de 100°C, ce qui laisse de la marge... Mais dans une centrale électrique, le condenseur doit être maintenu a très basse pression. Quand la température de l'eau de refroidissement augmente, la température du condenseur augmente aussi et avec elle la pression de vapeur saturante (la pression minimale pour que l'eau se condense). Si celle-ci dépasse la pression maximale admissible au condenseur, ça ne marche plus. Dans ce cas, il n'y a pas d'autres solutions que de baisser ou d'arrêter la production d'électricité.

A ma connaissance, en France, il n'y a jamais eu de perte de vide au condenseur causée par une température excessive. Mais il existe des exemples de ce type d'incident à l'étranger, par exemple dans les centrales d'Asco (Espagne), Pickering et Darlington (Canada) pendant les vagues de chaleur de 2003.

De façon encore plus évidente, il existe un débit en-dessous duquel une centrale ne peut plus fonctionner. Au mieux, c'est le débit prélevé, mais il peut être significativement plus élevé, par exemple si un débit minimum est nécessaire aux prises d'eau.

Il parait assez évident que la réglementation ne devrait pas autoriser le fonctionnement d'une centrale dans des conditions de chaleur et d'étiage où elle ne peut techniquement pas fonctionner. Pour ne citer qu'une seule raison, à laquelle vous n'auriez peut-être pas pensé : cela rendrait les indisponibilités des centrales nucléaires beaucoup plus difficiles à prévoir. Le chapitre climat des Futurs Energétiques 2050 de RTE, à date la seule étude publique de l'impact du changement climatique sur le parc nucléaire français, ne serait par exemple plus possible. 

Le fonctionnement de Saint-Alban est régulièrement perturbé parce que le débit du Rhône ne lui permet pas de respecter l'échauffement maximal autorisé par son arrêté de rejets (source)

Question 2 : quels extrêmes de débits et température s'attend-on à rencontrer ?

Un argument central d'EDF pour réviser les limites en vigueur est qu'elles ne correspondent plus aux conditions environnementales actuelles. Soit, mais alors quelles sont les conditions actuelles ?

EDF fait en permanence et depuis des décennies des relevés de température et de débit au niveau de ses centrales et dispose d'un service de climatologie depuis les années 90 mais ne publie que le strict minimum de ses résultats. A un moment pourtant, il va falloir montrer son jeu : quels sont les chaleurs et étiages extrêmes que l'exploitant anticipe pour chaque centrale nucléaire à climat actuel ? Ces prévisions sont-elles réellement incompatibles avec la réglementation existante ?

Si ce n'est pas le cas, la demande de révision n'a pas lieu d'être.

Si les études réalisées par EDF montrent que l'évolution des températures et des débits au niveau des centrales est incompatible avec les limites actuelles, ou va le devenir à court-terme, alors c'est effectivement un argument fort en faveur de leur révision. Dans ce cas, ces projections fournissent, après les extrêmes techniques, une deuxième borne possible pour les seuils réglementaires : en effet, il est a priori inutile d’autoriser le fonctionnement dans des conditions de température et de débit que l'exploitant estime ne pas devoir être atteintes.

Pour énoncer une évidence, il n'est pas possible de minimiser systématiquement les effets de la chaleur et du manque d'eau sur le parc électrique et en même temps d'invoquer le changement climatique pour demander un assouplissement de la réglementation des rejets thermiques. Et face à la dissonance du discours, on ne peut pas s'empêcher de se demander de quel côté se placent les hypothèses climatiques utilisées dans la conception et les études de sureté. Je pense que sur ce sujet EDF a déjà trop retardé son examen de conscience.

Question 3 : quels seront les effets sur le système fleuve ?

Souvent, c'est ici que la discussion commence mais pour moi cette question vient bien dernier. Après- tout peut-être qu'une fois les extrêmes techniques et les projections étudiés, on s'apercevra que la marge de manœuvre et/ou le besoin d'assouplissement sont inexistants ou minimes...

Dans le cas où une révision significative serait à la fois possible techniquement et nécessaire au regard du climat actuel et futur, il faudra bien poser la question de l'impact sur les autres utilisateurs du fleuve. C'est une question trop vaste pour la traiter entièrement ici, mais je voudrais au moins rappeler qu'elle ne se limite pas à des préoccupations écologiques.

Prenons les autres industries qui utilisent le fleuve pour leur refroidissement. Elles sont elles aussi soumises à des limites de rejets thermiques. Si une centrale nucléaire peut réchauffer l'eau au-delà de la limite de droit commun, potentiellement cela signifie que l'on autorise EDF à mettre à l'arrêt les industries qui se trouvent en aval, même si leur besoin de refroidissement est beaucoup plus réduit. C'est un cas d'école d'externalité négative, évidemment difficilement acceptable pour les entreprises qui le subirait. Et, au bilan, si on facilitait le fonctionnement d'une centrale nucléaire au détriment d'autres industries en aval - rafinerie, aciérie, chimie, ou autres, est-ce qu'on ne perdrait pas plus qu'on ne gagne ?

Il est normal qu'EDF ne voit que ses installations mais le pouvoir politique, qui prend les arrêtés de rejets, est garant de l'intérêt général. Avant de réviser ces seuils température, il faut lever les yeux de la centrale nucléaire et regarder l'ensemble des enjeux hydrologiques, écologiques et économiques.

Les limites de rejets thermiques ne sont pas réservées aux installations nucléaires : pendant l'été 2022, le fonctionnement de la centrale thermique à gaz de Martigues a aussi été perturbé par la chaleur (source)

 

Préparer le monde qui vient

Vous aurez compris que la réglementation des rejets du nucléaire n’est pas simple, elle aggrege des questions climatiques, industrielles et écologiques. Mais je crois que la grille d'analyse proposée - marge d'ajustement, besoin d'ajustements, impacts des ajustements - peut aider à arriver à une solution raisonnable. Elle permet aussi de présenter cette question lourde d'arrière pensée politiques pour ce qu'elle est : une discussion avant tout technique. 

Au fond la question est celle du partage de l'eau et de la capacité de refroidissement. Ces ressources autrefois suffisantes s'amenuisent sous l'effet du changement climatique. Ce n'est pas la dernière fois que cela va arriver... L'histoire des prochaines décennies sera en grande partie déterminée par notre capacité à  répartir ces ressources de façon efficace, en termes de résultats mais aussi de processus de décision : il faut viser un optimum technique et en même temps susciter l'adhésion, ou au moins limiter les frustrations.

Ces questions vont se présenter d'abord sous la forme de petit dilemmes, et la réglementation des rejets thermiques en est un, puis d'arbitrages de plus en plus douloureux. Autant apprendre dès à présent à les gérer, cette expérience sera précieuse...

Publié le 31 mai 2023 par Thibault Laconde

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Un EPR fluvial consommerait autant d'eau qu'une grande agglomération comme Lyon ou Marseille

Début mars, le Monde m'a démandé une tribune sur les conséquences de la sécheresse pour la production d'électricité nucléaire. Dans ce texte, publié dans le numéro daté du 17 mars, j'ai essayé de faire une synthèse des enjeux liés à l'eau pour le parc nucléaire actuel et surtout futur. Avec cette comparaison : si on le construit sur un fleuve, un seul réacteur nucléaire de type EPR consommerait à lui seul autant d'eau qu'une grande ville, comme Lyon ou Marseille, et sa banlieue. Il est donc indispensable, avant d'envisager un tel projet de s'assurer que la ressource en eau est suffisante et qu'elle le restera tout au long de l'exploitation malgré le changement climatique et l'évolution des autres usages.

Je ne pense pas qu'il soit possible de dire quelque chose de plus fade et banal, c'est le porridge tiède sans sucre du débat sur l'énergie... Mais la comparaison a marqué et suscité beaucoup de réactions. Il me parait donc utile d'y revenir plus longuement, notamment pour expliquer le calcul et la façon dont j'interprète ce résultat.

L'eau évaporée dans les tours de refroidissement de la centrale nucléaire de Belleville
est retranchée du débit de la Loire (source).

Reprenons depuis le début : ça "consomme" de l'eau un réacteur nucléaire ?

Certaines personnes sont encore étonnées d'entendre qu'une centrale nucléaire peut consommer de l'eau. Il faut dire que les termes utilisés ne sont pas toujours clairs et que partisans comme opposants n'hésitent pas à entretenir les confusions. Reprenons donc au début, en définissant de quoi on parle :

• L'eau prélevée est l'eau qui est captée dans l'environnement (dans une rivière, un lac, un acquifère souterrain...) et utilisée, qu'elle soit ou non remise dans le milieu ensuite.
• L'eau consommée est l'eau qui est prélevée dans l'environnement et n'est pas rendue. Evidemment elle n'est pas détruite, elle peut être évaporée, perdue, transformée... mais en tous cas elle devient indisponible pour les autres utilisateurs de la ressource en eau.
• On peut ajouter l'eau rejetée ou restituée qui est la différence entre le prélèvement et la consommation
  

Les besoins en eau d'une tranche nucléaire viennent très majoritairement du refroidissement de la turbine à vapeur. Par conséquent, ce qui est vrai pour le nucléaire est aussi vrai pour d'autres centrales équipées de turbines à vapeur - c'est-à-dire la plupart des centrales charbon ou fioul, certaines centrales à gaz et même quelques centrales solaires.

Il existe principalement deux méthodes pour refroidir une turbine à vapeur :

1. On prend de l'eau, on refroidit la turbine avec, on rejette l'eau
   Cette méthode nécessite une grande quantité d'eau accessible en permanence. Les prélèvements sont très importants mais tout est restitué. L'eau ne fait que passer, sans consommation, on parle donc de refroidissement en circuit ouvert.
   
   
2. On prend l'eau, on refroidit la turbine, on refroidit l'eau, on recommence
   Point positif : les prélèvements sont beaucoup plus faibles. Point négatif : une partie de l'eau est évaporée pendant son refroidissement au contact de l'air, il y a donc une consommation. Comme l'eau est réutilisée en boucle jusqu'à ce qu'elle s'évapore ou devienne trop concentrée en impuretés, on parle de refroidissement en circuit fermé.

En France, toutes les centrales de bord de mer sont refroidies en circuit ouvert. Elles prélèvent des quantités massives d'eau mais ce n'est pas très grave, la ressource ne manque pas... 

Au contraire, la plupart des centrales implantées à l'intérieur des terres sont refroidies en circuit fermé. Leurs prélèvements sont plus réduits mais elles font s'évaporer une partie de l'eau des fleuves : bon an mal an, le parc nucléaire français consomme à peu près un demi-milliard de mètres cubes d'eau de cette façon.

C'est un peu simpliste - il y a d'autres consommation d'eau dans une centrale nucléaire, certains réacteurs situés sur le Rhône sont refroidis en circuit ouvert, etc. - mais si vous vous retenez ça, vous savez l'essentiel et vous êtes déjà dans la frange la plus éclairée du débat. 

Saint-Alban est une des 3 centrales nucléaires françaises possédant des réacteurs refroidis en cycle ouvert
bien que située à l'intérieur des terres (source)

Et donc, combien d'eau consommera une EPR ?

Si on se tourne vers l'avenir, combien d'eau faut-il à nos futurs réacteurs ?

Vous l'aurez compris, cela va dépendre en premier lieu du système de refroidissement qui sera choisi. Peut-on le savoir à ce stade du projet ? la réponse est : oui, assez probablement.

D'abord la question de la consommation d'eau ne se pose vraiment que lorsque la ressource utilisée est de l'eau douce, disponible en quantité limitée et utilisable pour d'autres usages (eau potable, agriculture...). On ne parle donc que de réacteurs implantés à l'intérieur des terres. Aujourd'hui deux sites fluviaux sont envisagé pour la constructions d'EPR (Bugey et Tricastin) et d'autres devront sans doute être trouvés si le projet de construire 14 EPR se confirme.

Pour des sites fluviaux, le refroidissement devrait a priori être en circuit fermé. Cette solution est en principe imposée par la réglementation afin de limiter la pollution thermique et pour la plupart des emplacements disponibles c'est la seule option viable compte-tenu du débit et de la puissance des EPR.

La consommation d'eau d'un EPR refroidi en circuit fermé n'est pas connue précisément, et pour cause : aucun n'a été construit pour le moment... Mais il n'est pas très difficile de l'estimer. Dans le dossier publié pour le débat public sur Penly, EDF parle de "10 mètres cubes par seconde de prélèvements en rivière (dont 8 mètres cubes par seconde sont restitués)" pour deux EPR, soit 5m³/s prelévés et 1m³/s consommé pour chaque réacteur.

Il est possible que ce soit un peu moins : les réacteurs actuels des centrales de Chooz et Civaux ont une consommation de 0.75m³/s environ pour une puissance de 1500MW, il me semble donc raisonnable de supposer qu'un EPR de 1600MW se situerait autour de 0.8m³/s. Mais ça ne change pas fondamentalement l'ordre de grandeur, donc gardons les 1m³/s annoncés par EDF.

Une consommation équivalente à celle de 1.6 millions de français

Il y a environ 31.600.000 secondes dans une année mais un réacteur ne fonctionne pas en permanence : il faut retrancher les périodes d'arrêt ou celle où il produit moins que sa puissance nominale. Pour cela, on va prendre un facteur de charge de 70%, ce qui correspond grosso-modo à la moyenne sur le parc actuel en France.

Pour obtenir une évaluation de la consommation annuelle d'eau d'un EPR, il ne reste plus qu'à multiplier. Avec une consommation à pleine puissance évaluée à 1m³/s, on obtient : 1 x 31.600.000 x 0.7 = 22.000.000 m³/an par réacteur.

Bon, ce chiffre n'est pas vraiment parlant. Pour en prendre la mesure, le plus simple est de le comparer à ce que nous connaissons le mieux : notre propre usage de l'eau.

Un français moyen utilise 54.3m³ d'eau par an. Mais comme lorsqu'elle est utilisée pour le refroidissement d'une centrale nucléaire, la majorité de cette eau est renvoyée dans l'environnement. La partie non restituée, qui correspond principalement à des pertes sur le réseau, est estimée à 20%. Cela fait donc une consommation nette d'eau d'environ 14m³ par habitant et par an. Les chiffres du ministère de l'environnement, récemment mis à jour, confirment cet ordre de grandeur.

La division n'est pas très compliquée : la quantité d'eau évaporée par un réacteur type EPR refroidi en circuit fermé serait équivalente à la consommation nette de 1.6 millions de français. Ce résultat est cohérent avec les consommations publiées par EDF pour les centrales actuellement en service.

En 2021, la centrale nucléaire de Nogent sur Seine en amont de Paris a consommé 38.5 millions de mètres cubes d'eau,
c'est autant que 2.75 millions de français moyens (source).

1.6 millions de personnes, cela correspond à la population d'une grande agglomération française, à la louche quelque chose comme Marseille (1.6 millions) ou Lyon (1.7 millions d'habitants). Cette dernière comparaison me parait plus appropriée parce que le grand Lyon, comme 14 réacteurs nucléaires actuellement en service, est alimenté principalement par des eaux de surface venant du Rhône.

Une comparaison valable aussi bien pour la consommation que les prélèvements

Dans ma tribune pour le Monde, je fais cette comparaison uniquement pour l'eau consommée : évaporée dans le cas du réacteur nucléaire, perdue dans le cas de la ville. Mais qu'en est-il pour les prélèvements ?

On l'a vu plus haut, EDF envisage un prélevement de 5m³/s par EPR - là encore je pense que ce sera probablement un peu moins mais passons. Sans redérouler tout le calcul, cela nous donnerait un peu plus de 110 millions de mètres cubes prélevés chaque année pour un réacteur. 

Les prélèvements destinés à la consommation humaine sont eux de l'ordre de 68m³ par an et par habitant (54m³ utilisés, 14m³ perdus), 110.000.000/68 ≈ 1.600.000 . Donc, en termes de prélèvements d'eau, un réacteur fluvial de type EPR a aussi des besoins équivalents à environ 1.6 millions de français.

La comparaison pour la consommation reste donc valable pour les prélèvements : là encore, l'EPR a à peu près les mêmes besoins qu'une agglomération comme Lyon et Marseille. C'est normal puisque dans les deux cas la part d'eau consommée est approximativement la même : de l'ordre de 20% de l'eau prélevée.

Et donc ?

Il s'agit évidemment d'un calcul de coin de table mais voici notre ordre de grandeur : aussi bien en termes de prélévements que de consommation, construire un EPR sur un fleuve aurait à peu près le même effet que si on l'utilisait tout d'un coup pour alimenter en eau Lyon et sa banlieue.

Il n'y a pas vraiment de débat sur ces besoins en eau. EDF publie annuellement les prélèvements et la consommation de chaque centrale nucléaire. Et même pour un réacteur qui n'existe encore que sur le papier, il est relativement facile de se faire une idée des besoins, il faut dire que la physique du refroidissement est simple et implaquable : il est peu probable qu'une innovation vienne tout bousculer. Je pense donc que si ma comparaison a soulevé tant d'incrédulité, c'est surtout parce qu'elle permet de prendre conscience de ce que réprésentent ces volumes tellement énormes qu'ils sont très abstraits.

En réalité, les prélevements et la consommation d'eau des futurs EPR sont massifs mais à la mesure de l'énergie produite : avec 1600MW par unité et un facteur de charge de 70%, un EPR produirait 9.8TWh d'électricité par an, ce qui -encore une fois- correspond à peu près à la consommation de 1.5 millions de français...

La question posée par les projets d'EPR à l'intérieur des terres est finalement celle-ci : est-ce qu'il est rentable d'échanger la consommation d'eau d'une agglomération comme Lyon contre une production d'électricité elle aussi équivalente aux besoins de Lyon ?

A mon avis, il n'y a pas de réponse absolue : cela dépend de la ressource en eau. Si elle est abondante, pas de souci. Si l'eau disponible est insuffisante, c'est évidemment une mauvaise idée. Et entre les deux, s'étend le monde vaste et incertain des réponses nuancées : quelle est la probabilité de manquer d'eau ? est-on prêt à courir un risque d'indisponibilité en période de sécheresse ? ou bien à imposer des restrictions aux autres utilisateurs - industries, agriculteurs... ? y a-t-il d'autres solutions ? etc. 

 

Pour aller plus loin sur les besoins en eau des centrales nucléaires, vous pouvez aussi lire :

• Cette présentation de Palo Verde, la fameuse "centrale nucléaire au milieu du désert"
• Une introduction à la réglementation des rejets thermiques en France pour le nucléaire et les autres industries
  
• Et pour élargir, une série de 7 articles sur la vulnérabilité climatique du système électrique (nucléaire, hydroélectricité, éolien, réseau...) 
  

 

Publié le 6 avril 2023 par Thibault Laconde

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Canicules : comment adapter les réseaux d'infrastructures ?

J'étais auditionné hier par la mission d'information "Paris à 50°C" sur l'adaptation des réseaux critiques face aux températures extrêmes. A l'occasion, j'ai essayé de faire une synthèse sur le risque chaleur pour les infrastructures d'eau, de transport, de télécoms ou encore d'eléctricité, et les méthodes pour les maitriser, évidemment sans être exhaustif (je disposais de 30 minutes dont la moitié pour les questions).

Voici à peu près ce que j'ai dit :

Les conséquences de la chaleur sur les réseaux : exemples récents

Le système électrique est probablement le réseau dont les déboires sont les plus médiatisés en période de canicule. L'attention porte plutôt sur la production mais les réseaux de transport et de distribution sont aussi concernés.
Il est facile de trouver des exemples récents : 5 défauts simultanés sur le réseau de distribution marseillais le 21 juin 2022, défaut d'un poste RTE près du Creusot... En remontant plus loin, la canicule de 2003 avait causé de nombreux problèmes sur les lignes électriques enterrées en Ile de France, entrainant des coupures pour 240.000 foyers. RTE avait aussi relevé un doublement du nombre de court-circuits sur son réseau. Selon le sprojections climatiques analysées par Callendar même en cas de respect de l'Accord de Paris des canicules extrêmes comme celle de 2003 pourraient devenir courantes.

L'impact de la chaleur sur les réseaux de transports en commun, notamment ferré, est aussi connu. Beaucoup de ralentissements et d’incidents sont causés par la dilatation des caténaires ou la déformation des rails. Sans parler des malaises...
Mais la route n'est pas épargnée : soulèvement de chaussées, bitume qui se décolle... Les pannes automobiles augmentent aussi avec la température : selon les assureurs, les déclarations de sinistres ont augmenté de 20% environ pendant la canicule de juin 2022.

On peut également penser à la production et à la distribution d'eau : la chaleur entraine une dégradation de la ressource à la fois en quantité et en qualité. En théorie, par exemple, on ne peut pas produire d'eau destinée à la consommation humaine avec une eau dont la température dépasse 25°C.
Moins fréquent, la chaleur peut aussi endommager directement les infrastructures. On en a eu au moins un exemple l'été dernier.

Enfin, les réseaux de télécommunication et de données sont aussi vulnérables aux épisodes caniculaires. On en a eu exemple spectaculaire et potentiellement dramatique en 2022 à Londres : les datacenters de deux hopitaux ont été mis hors-service, perturbant fortement les soins en pleine vague de chaleur.

Plein de problèmes différents mais des causes communes

Certains de ces phénomènes ont une certaine inévitabilité physique. Les matériaux se dilatent quand il fait chaud, le rendement des machines thermiques baisse, le chlore libre est moins stable… Il n’y a pas grand-chose que l’on puisse y faire.
Cependant, souvent, les incidents sont causés par le dépassement d'hypothèses de température utilisées à la conception. Ces hypothèses peuvent être explicites (figurer dans les cahiers des charges ou les modèles de dimensionnement…) ou implicites ("on a toujours fait comme ça et ça a toujours marché").

Les systèmes de refroidissement sont un bon exemple : ils sont dimensionnés historiquement pour une température maximale de 32°C, et encore en 2019 de 35. Lorsque ces seuils sont dépassés, les systèmes font défaut, avec un possible effet domino sur les équipements qu'ils protégeaient.

Adapter un système technique aux vagues de chaleurs, c'est donc avant tout se demander :

1. Jusqu'à quelle température il a à l'origine été conçu pour fonctionner ?
2. A quelle température maximale il peut maintenant être exposé ? 

 

Quels sont les outils (et les obstacles) pour anticiper ?

La réponse à la première question dépend du système et de son histoire. Pour la deuxième, il existe des outils statistiques permettant d'extrapoler les températures maximales, notamment avec la théorie des valeurs extrêmes.

Ces méthodes posent une question importante à l'exploitant ou son régulateur : quelle probabilité de dépassement, est-on prêt à assumer ?
Si par exemple, on se dimensionne sur une vague de chaleur centennale, on accepte encore un risque de défaut d’environ 26% sur 30 ans, ce qui est loin d’être négligeable pour un système critique.

De plus, avec le changement climatique, l'étude d'observations passées ne suffit plus : elle nécessite un échantillon de températures trop important qui est déjà obsolète lors de l'étude. Si par exemple on s'aligne sur les standards de l'OMM pour le calcul de normales et on utilise un échantillon de 30 ans commençant une année en 1, on peut au mieux étudier le climat moyen de 2005 (1991-2020).

Il est possible d'utiliser des projections climatiques pour anticiper les futures extrêmes de températures. Au-delà des problématiques scientifiques et techniques, ces méthodes posent plusieurs questions à l'utilisateur :

1. Quelle est la durée de vie de l’équipement ? Et donc l'horizon à prendre en compte. Pas toujours évident au départ comme le montre en ce moment le cas des centrales nucléaires de 2e génération.
2. Comment gérer les incertitudes de modélisation ? Il s'agit de simulation, différents modèles (et même différents run avec le même modèle) peuvent donner des résultats significativement différents sans qu'il soit possible de dire lesquels sont plus probables.
3. Quel est le scénario d’émissions, ou l’ampleur du changement climatique, auquel on s’attend ? Sur des horizons lointains, ce facteur tend à devenir la principale source d’incertitude, or il dépend de trajectoires politique et économiques futures fondamentalement incertaines.
   Ici on est en plein dans l'actualité avec l'annonce par Christophe Béchu que le prochain PNACC prendra en compte un scénario à +4°C. Sans juger sur le fond, les infrastructures évoluent lentement et ont besoin d'une stratégie d'adaptation stable.

Ces questions ne concernent pas seulement les chercheurs et les ingénieurs. Les réponses dépendent largement d'un compromis entre la réduction des risques et l'augmentation des coûts, en fin de compte : un arbitrage politique. 

 Publié le 2 février 2023 par Thibault Laconde

 

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Canicule : faut-il inscrire une température maximale dans le Code du Travail ?

En l'espace d'à peine un mois, nous venons de vivre deux vagues de chaleur historiques, et le mot n'est pas aussi galvaudé qu'on pourrait le croire. Les épisodes de températures caniculaires de juin et juillet 2022 ont en commun d'avoir enfoncé les records de tout l'ouest et le nord de la France mais le premier avait une autre caractéristique plus discrète et peut-être plus inquiétante : sa précocité. Dès le jeudi 16 juin, bien avant la pause estivale et en semaine, 12 départements se sont réveillés en vigilance rouge "canicule"... et brusquement la question de l'organisation de travail en période de forte chaleur a pris une tournure beaucoup plus concrète.

Chaleur et travail : que dit le droit ?

Ce n'était que la 4e fois depuis sa création en 2004 que l'alerte "canicule" était placée au plus haut niveau. La vigilance rouge signifie que Météo France prévoit "des phénomènes dangereux d'intensité exceptionnelle" et impose une "vigilance absolue". Mais concrètement, qu'est-ce que cela veut dire pour les travailleurs exposés à la chaleur ?

La réponse du Code du Travail : débrouillez-vous.

La protection des salariés contre la chaleur est sous la responsabilité de l'employeur dans le cadre de son obligation générale d'évaluation et de prévention des risques. Cependant le droit du travail français ne fixe aucun seuil de température. Il n'existe ni limite de température de l'air interdisant le travail en extérieur, ni température d'ambiance maximale pour les ateliers, les bureaux, etc.

Pour l'anecdote, l'article R4121-1 du Code du Travail, celui-là même qui impose à l'employeur d'évaluer les risques, n'en mentionne explicitement qu'un seul : les risques "liés aux ambiances thermiques". C'est bien qu'ils doivent être un peu importants...

Cette obligation d'évaluation et de prévention est tout de même renforcée dans les départements placés en vigilance rouge canicule. Selon les instructions du Ministère du Travail, l'employeur doit "procéder à une réévaluation quotidienne des risques encourus par chacun des salariés" et aménager le travail en conséquence, par exemple en diminuant la charge de travail, en modifiant les horaires, en élargissant le télétravail... L'INRS met à disposition des recommandations dans ce sens.

Si ces mesures sont insuffisantes pour garantir la santé et la sécurité des salariés, l'employeur doit arrêter le travail.

 

Droit de retrait

Si l'employeur ne prend pas les mesures nécessaires pour protéger les travailleurs face à la canicule, c'est l'heure du droit de retrait. Il faut pour cela "un danger grave et imminent pour la vie ou la santé" des salariés (art. L4131-1 du Code du Travail). Mais là aussi aucune indication claire.

La jurisprudence n'aide pas à s'y retrouver. Le seul exemple a ma connaissance c'est cet arrêt de la Cour de Cassation de 2010 qui donne raison a un couvreur licencié après avoir arrêté le travail pendant la canicule de 2003.

 

En théorie, le Code du Travail est très protecteur pour le salarié qui exerce son droit de retrait : l'employeur ne peut pas s'y opposer, le sanctionner ou retenir son salaire. En pratique, cela reste une décision très difficile surtout en l'absence de règles ou de précédents.

Il y a eu quelques exemples d'exercices du droit de retrait pendant la vague de chaleur de juin 2022, par exemple à l'usine Toray d'Abidos (suite à un accident du travail) ou aux abattoirs Bigard de Quimperlé. Ce n'est probablement pas un hasard s'il s'agit de sites avec une forte population ouvrière et des syndicats solidement implantés, on peine à imaginer l'utilisation de ce dispositif par des salariés précaires - ce que reconnait d'ailleurs explicitement la CGT de Quimperlé - ou simplement isolés par un travail en extérieur. Or ce sont souvent eux les plus exposés.

 

Le Code du Travail devrait-il prévoir une température maximale ?

En résumé, le droit du travail n'indique pas à partir de quand la chaleur est considérée comme dangereuse. La décision d'arrêter le travail en cas de canicule est laissée à l'appréciation de l'employeur et, en dernier recours, du salarié via l'exercice du droit de retrait.

Question évidente : la loi devrait-elle fixer une température au-delà de laquelle l'employeur doit arrêter le travail ? A mon avis, la réponse est oui.

Il est difficile de fixer une température en dessous de laquelle il n'y a pas de danger. Il existe des exemples de coups de chaleur mortels avec une température inférieure à 30°C... La température acceptable depend en effet de nombreux facteurs : conditions météorologiques, notamment humidité, ensoleillement et vent, âge, état de santé et acclimatation, niveau d'effort physique, port d'équipements de protection individuels, etc. 

Par contre, il est assez facile de fixer une température au-delà de laquelle le travail est toujours dangereux. C'est le sens que devrait avoir selon moi l'inscription d'une température maximale dans la loi : donner une borne supérieure. Un repère qui permet à l'employeur, son représentant ou le salarié de regarder une carte météo ou un thermomètre et dire : "OK, la décision ne m'appartient plus, il faut arrêter".

Cette inscription ne devrait évidemment pas priver l'employeur et le salarié de la possibilité de cesser le travail si les conditions deviennent dangereuses avec des températures inférieures.

 

Où fixer la limite ? Quelques sources d'inspiration

Une température maximale au travail, ça n'est pas inédit, y compris dans des pays qui ne sont pas connus pour leur droit social progressiste. Pour ne citer que quelques exemples : 

• En Arabie Saoudite, le travail en extérieur est interdit en été entre midi et 15h et doit être suspendu si la température atteint 50°C
• Le Qatar s'est doté récemment, après moult pressions, d'une règle interdisant le travail en extérieur lorsque la température de thermomètre globe humide (une variante de la température humide tenant compte en plus de l'ensoleillement et du vent) dépasse 32.1°C.
• En Chine, le travail en extérieur est interdit lorsque la température maximale journalière dépasse 40°C et réglementé au-dessus de 35 (durée maximale, interdiction des heures supplémentaires...). Et il ne s'agit pas que de limites théoriques : la suspension du travail en extérieur a par exemple été mise en oeuvre à Shanghai cette année.
  Les travailleurs chinois ont aussi droit à une (petite) prime de chaleur.

Il existe même une norme internationale sur le sujet : l'ISO 7726. Comme la législation quatari, elle fixe des seuils en température de thermomètre globe humide (WBGT en anglais) et différenciés selon le niveau d'effort physique et l'acclimatation. Par exemple pour un travailleur non acclimaté, elle recommande de limiter l'activité à partir d'une température WBGT de 23°C et de cesser toute activité à à 33°C.

Le graphique ci-dessous donne une approximation des limites de l'ISO 7726 en fonction de la température et de l'humidité :

 

Aux taux d'himidité usuels, la limite se situe autour de 40°C. S'il fallait inscrire un seuil dans la loi, je pense que cette valeur serait un bon candidat.

 

 Publié le 25 juillet 2022 par Thibault Laconde

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