Décision de redémarrage de Three Mile Island possible en juin

Constellation Energy a indiqué le 11 mai 2026 que la Nuclear Regulatory Commission (NRC) des États-Unis pourrait rendre une décision sur le redémarrage de Three Mile Island dès juin 2026 (Seeking Alpha, 11 mai 2026). La déclaration cristallise une fenêtre décisionnelle étroite que les acteurs du marché et les opérateurs de système régionaux suivront de près, car un feu vert réglementaire modifierait les anticipations d'offre à terme dans le périmètre PJM. Le calendrier de redémarrage de Three Mile Island a des implications pour la planification des capacités, les prix de gros à court terme et le profil opérationnel de Constellation ; l'annonce croise donc simultanément des vecteurs de risque réglementaires, techniques et de marché. Les investisseurs et participants du marché surveilleront les communications de la NRC, les dépôts ultérieurs de la société et tous les jalons opérationnels conditionnels précédant la synchronisation au réseau.

Contexte

L'Unité 1 de Three Mile Island se situe en Pennsylvanie, dans le territoire du PJM Interconnection, et est détenue par Constellation Energy. La centrale possède une longue histoire opérationnelle et reste l'une des plus importantes sources de charge de base de la région ; elle fait l'objet d'un examen réglementaire depuis l'accident de l'Unité 2 en 1979, qui a remodelé la surveillance nucléaire américaine (dossiers historiques de la NRC). La récente annonce de Constellation (Seeking Alpha, 11 mai 2026) n'a pas engagé de date de redémarrage mais a encadré la fenêtre décisionnelle de la NRC comme pouvant intervenir en juin 2026, réduisant l'incertitude autour du calendrier réglementaire qui s'étendait auparavant sur plusieurs mois.

Le parc nucléaire américain contribue de manière significative à la production nationale : selon l'U.S. Energy Information Administration (EIA), le nucléaire représentait environ 19 % de la production d'électricité des États-Unis en 2024, contre environ 40 % pour le gaz naturel (EIA, 2024). Cette composition structurelle signifie qu'un changement d'état d'une seule grande centrale peut avoir des impacts localisés sur le mix combustible et la formation des prix lors d'intervalles de dispatch serrés. Pour les planificateurs régionaux, une décision en juin comprime les délais de préparation opérationnelle et de marché, tels que les contrats de flexibilité, les réserves de contingence et les couvertures bilatérales.

Du point de vue du processus réglementaire, les décisions de la NRC sur le redémarrage reposent souvent sur des inspections techniques, la mise en œuvre d'actions correctives et des approbations administratives. Une fenêtre décisionnelle en juin suggère que la NRC estime que les travaux de remédiation et de préparation de Constellation sont suffisamment avancés pour permettre une adjudication à court terme. Il reste toutefois crucial de distinguer une approbation de principe de la NRC d'une autorisation opérationnelle ; des jalons tels que les essais post‑approbation, l'autorisation de chargement du combustible et la synchronisation au réseau peuvent introduire des conditions supplémentaires avant la mise en service commerciale.

Analyse approfondie des données

Le principal élément factuel ancrant ce développement est la déclaration de Constellation datée du 11 mai 2026 indiquant que la NRC "pourrait décider" d'un redémarrage en juin (Seeking Alpha, 11 mai 2026). Cette formulation reflète une possibilité ouverte plutôt qu'un calendrier engagé ; les acteurs du marché analysent généralement ce type de libellé pour déceler des indices sur la confiance réglementaire. Le précédent historique montre que la NRC peut agir rapidement lorsque les résultats d'inspection et les étapes de remédiation répondent aux critères d'acceptation documentés, mais qu'elle peut également prolonger l'examen si de nouveaux problèmes apparaissent lors des revues de suivi ou si des informations complémentaires sont demandées.

D'un point de vue quantitatif, la part d'environ 19 % du nucléaire dans la production américaine en 2024 (EIA) établit une référence pour évaluer l'impact systémique : même le retour d'une seule grande centrale de charge de base peut réajuster les ordres de dispatch régionaux et réduire la dépendance aux unités à coût marginal plus élevé à gaz pour les heures de pointe et intermédiaires. Dans le périmètre PJM, où les marchés de capacité et les prix locatifs marginaux réagissent aux variations d'offre, les mégawatts incrémentaux issus de Three Mile Island — historiquement de l'ordre de plusieurs centaines de mégawatts pour l'Unité 1 — pourraient comprimer les spreads de prix sur des nœuds contraints pendant les périodes de demande élevée.

Les calendriers comparatifs sont instructifs : les amendements de licence et les demandes de redémarrage traités auparavant par la NRC ont varié de quelques semaines à plusieurs mois, en fonction de la nature des actions correctives et des contestations d'intérêt public (dossiers publics de la NRC). La fenêtre de juin suppose que les points de remédiation en suspens relèvent d'éléments administratifs ou de vérifications techniques mineures plutôt que de questions matérielles de conception ou de sécurité. Cette distinction déterminera si le redémarrage constitue un choc d'offre rapide ou un retour progressif et conditionnel en service.

Implications sectorielles

Une décision définitive de la NRC autorisant le redémarrage aurait des implications multi‑couches pour les propriétaires de capacité, les marchés de gros et la politique énergétique au niveau des États. Pour Constellation, le propriétaire de Three Mile Island, un redémarrage réussi rétablirait de la capacité de base et pourrait modifier la composition des revenus à court terme entre ventes sur le marché spot et engagements contractuels. Pour les acteurs du marché dans PJM, le remplacement marginal d'une génération à gaz par une production nucléaire pourrait réduire la volatilité des prix day‑ahead et real‑time lors de scénarios de contrainte hivernale, influençant les courbes à terme et les stratégies de couverture.

Les régulateurs tarifaires et les décideurs politiques examineront le redémarrage sous l'angle de la fiabilité et des émissions. Les redémarrages nucléaires réduisent typiquement les émissions régionales de CO2 par rapport à une production équivalente à partir d'installations à gaz ; le remplacement de plusieurs centaines de mégawatts de gaz par du nucléaire sur une année peut épargner des dizaines à des centaines de kilotonnes de CO2 selon les taux d'utilisation. Ce résultat interagit avec les objectifs de décarbonation des États et peut affecter les mécanismes de conformité lorsqu'ils existent, y compris les contrats volontaires et les accords d'achat par des entreprises.

Le redémarrage crée également des comparaisons entre pairs au sein du secteur nucléaire américain. Des opérateurs comme Entergy et Dominion ont poursuivi des extensions de durée de vie et des redémarrages intermittents ; par rapport à ces pairs, une décision réglementaire rapide en faveur de Constellation renforcerait l'idée que les cadres réglementaires post‑Fukushima et post‑2010 de la NRC peuvent permettre des remédiations efficaces. Inversement