Par un heureux hasard… EDF a finalement rendu public le 16 février le rapport tant attendu depuis décembre dernier sur les conséquences pour ses centrales nucléaires, hydrauliques et thermiques de la nécessité de s’effacer devant les productions renouvelables intermittentes, éoliennes et solaires. Des productions qui vont augmenter considérablement dans les prochaines années compte tenu de ce que stipule la PPE3 (Programmation pluriannuelle de l’énergie version 3).
Et si le rapport en question a été finalement rendu public, c’est que le gouvernement Lecornu n’a plus besoin de le cacher puisqu’il a promulgué par décret la PPE3 la semaine dernière. Cela ne retire rien au fait que le rapport d’EDF est dévastateur sur les conséquences, techniques pour ses équipements et sur la sûreté des réseaux électriques, d’une politique irréfléchie et extrêmement coûteuse de développement à marches forcées des renouvelables intermittents. Au point d’ailleurs que dans un entretien au Figaro, Bernard Fontana, le Pdg d’EDF, minimise en quelque sorte la portée de ce que contient le rapport pour ne pas donner le sentiment de s’opposer au gouvernement. Un drôle de jeu d’équilibriste…
Les évaluations financières sont absentes
On peut aussi s’étonner que ne figure pas dans le rapport un chiffrage précis du coût pour EDF de la nécessité d’une maintenance accrue des réacteurs nucléaires, des barrages et des centrales thermiques. Tout comme une évaluation, cruciale pour l’avenir du système énergétique du pays, de l’impact de la modulation nucléaire sur la durée de vie des 57 réacteurs aujourd’hui en service. Il est dommage que ces informations n’aient pas été étudiées ou… communiquées. Bernard Fontana indique au Figaro qu’EDF y travaille… Cette question fait l’objet de « travaux » qui sont « en cours de finalisation ».
On peut tout de même considérer, à la seule lecture du nombre impressionnant de contraintes techniques nouvelles, qu’EDF devra consacrer au fil des années des milliards d’euros supplémentaires à la maintenance de ses centrales… Ce qu’expliquait en fait déjà André Palu, Secrétaire National Affaires Publiques et Européennes du syndicat CFE Énergies, le premier syndicat d’EDF, dans une interview accordée à Transitions & Energies le mois dernier. Il soulignait notamment que: « moins le nucléaire produit, plus il coûte, puisque ses charges fixes s’étalent sur un volume moindre…». Et il concluait très alarmiste: « Nous sommes en train d’autodétruire notre système électrique. »
Nous publions ci-dessous quelques morceaux choisis des 60 pages du rapport d’EDF que l’on peut trouver en intégralité ici (PDF).
Le constat
« Entre 2019 et 2024, les volumes de modulation nucléaire ont doublé, passant d’environ 15 TWh à plus de 30 TWh. En 2025, le parc nucléaire a modulé à hauteur de 33 TWh. Historiquement, les baisses de puissance des réacteurs nucléaires intervenaient principalement la nuit et le week-end. Aujourd’hui, elles surviennent également au cours de la journée, lors des périodes de forte production solaire. De manière plus fréquente, la modulation peut amener à l’arrêt des réacteurs nucléaires… ».
« Le parc nucléaire français a été conçu pour ajuster sa production aux variations de la consommation. La modulation n’est donc pas un phénomène nouveau. Cependant, l’année 2024 a marqué une rupture tant sur les volumes de modulation que sur ses modalités. Désormais, la production se creuse au moment du pic solaire en milieu de journée et la variabilité est bien plus forte que dans le passé. Ces nouvelles modalités engendrent des sollicitations nouvelles des équipements et des personnels, et présentent de multiples défis. »
Les perspectives
« Dans un contexte de demande atone et de poursuite du développement des énergies renouvelables pouvant bénéficier de dispositifs de soutien, en France comme chez nos voisins européens, la fréquence et la profondeur des épisodes de modulation du parc nucléaire vont continuer à augmenter. Le développement de l’offre de production se poursuit rapidement et, d’ores et déjà, Enedis indique que la file d’attente des installations renouvelables en attente de raccordement et de mise en service est de l’ordre de 29 GW, ce qui, même en tenant compte d’un taux d’abandon des projets historiquement constaté, conduit à envisager une croissance de la puissance installée photovoltaïque supérieure à 5 GW par an dans les prochaines années, soit environ + 6 TWh/an. A titre d’illustration, la modulation pour l’année 2025 s’établit à 33 TWh, et les simulations pour les années suivantes conduisent à une estimation d’une modulation de 42,5 TWh pour l’année 2028, en considérant une hypothèse de hausse modérée de la consommation. »
« Un risque élevé pour le système électrique »
Les renouvelables intermittents ne contribuent presque pas, par nature, à la stabilité en tension et en fréquence des réseaux électriques. Cela signifie que si EDF et RTE (le gestionnaire du réseau haute tension) sont contraints de réduire à la portion congrue la puissance provenant des centrales nucléaires, hydrauliques et thermiques, la stabilité du réseau est menacée. Le blackout du 28 avril dernier en Espagne et au Portugal a été directement la conséquence d’une part trop grande de la production électrique provenant des renouvelables intermittents. Elle était de 70% au moment de la panne (60% solaire et 10% éolien). Et le 28 janvier dernier, le réseau électrique espagnol a encore échappé de peu à un blackout pour les mêmes raisons.
Pour EDF, « la transition énergétique modifie fondamentalement le paysage de la production d’électricité. Comme expliqué en partie 1, dans le respect de l’ordre de préséance économique, les sources d’énergie renouvelables fatales, telles que l’éolien et le solaire photovoltaïque, sont utilisées avant les centrales électriques nucléaires, hydrauliques et thermiques. Cette évolution pose de nouveaux défis pour la stabilité du réseau. Contrairement aux machines synchrones équipant les parcs nucléaire, thermique et hydraulique, la plupart des capacités renouvelables sont connectées au réseau de distribution et contribuent très peu aux services de maintien de la tension et de la fréquence sur le système électrique… Le black-out qui a affecté la péninsule ibérique le 28 avril 2025 illustre la difficulté de maintenir la stabilité et la fiabilité de l’alimentation électrique en période de faible consommation et de forte production fatale, lors desquelles la production nucléaire, thermique ou hydraulique est réduite. »
« Le parc nucléaire d’EDF contribue à la flexibilité du système électrique français, adaptant son niveau de production aux variations de la consommation et, de plus en plus, aux variations de la production des énergies renouvelables. La poursuite du développement de ces dernières pourrait conduire les centrales nucléaires à des niveaux de puissance très bas, ce qui pourrait rendre difficile leur retour à pleine charge dans les temps requis par une augmentation de la demande résiduelle, en fin de journée par exemple. Passé un certain seuil, plus la baisse aura été profonde, plus le retour à pleine puissance sera retardé, ce qui pourrait conduire à un manque d’offre significatif, difficilement compensable par les autres ressources disponibles, et à un coût très élevé pour la collectivité, faisant peser un risque important pour l’équilibre du système électrique… »
« Pour éviter les risques de grande panne électrique, il est crucial de maintenir un niveau de production synchrone suffisant, en particulier lors des périodes de faible consommation et forte production renouvelable fatale… ». Le message est clair !
Les conséquences en termes de coûts pour EDF
Dans ce domaine le rapport est très incomplet et vague, volontairement ou pas, à chacun de se faire une opinion… On y trouve tout de même les éléments suivants.
« La flexibilité accrue demandée aux moyens de production d’EDF conduit notamment à un renchérissement des coûts de maintenance de tous ces équipements... Cette adaptation du parc a un impact économique certain car elle conduit à réaliser de nouveaux investissements sur le parc nucléaire français, tout en s’accompagnant d’une réduction de sa production… »
De la même façon, la modulation affecte les barrages. « La flexibilité croissante du système électrique sollicite fortement les actifs hydroélectriques. Cette sollicitation se traduit par une augmentation accélérée du vieillissement, notamment sur les STEP [Stations de transfert d’énergie par pompage]. Les coûts de maintenance augmentent de façon structurelle, non conjoncturelle, et doivent être anticipés… ».
