Si les énergies renouvelables et le nucléaire ne doivent pas être opposés dans la quête de la neutralité carbone, un sujet vient pourtant créer des tensions entre les deux : la modulation de nos réacteurs. Bien que normale sur le parc nucléaire français, cette technique d’ajustement de la production est de plus en plus utilisée, ce qui pourrait accélérer l’usure des centrales. Un nouveau rapport d’EDF tire des conclusions inquiétantes. 

Ce n’est pas un scoop : le parc nucléaire français module plus que n’importe quel autre pays, la faute à un mix électrique unique au monde, puisque très largement dominé par l’énergie nucléaire. Si cette modulation est historiquement maîtrisée et adaptée aux capacités des réacteurs, cet équilibre se voit bouleversé par la prise d’ampleur des énergies renouvelables dans l’Hexagone.

« Des risques économiques majeurs » pour la France

Selon les dernières prédictions, notamment des analystes de Kpler, cette modulation pourrait continuer d’augmenter chaque année jusqu’en 2030. De 27,5 TWh en 2024, elle a atteint 31,5 TWh en 2025 et devrait avoisiner les 35 TWh pour 2026. Si cette modulation permet en partie à EDF d’optimiser son utilisation de combustible, le reste s’explique par la nécessité de compenser l’intermittence des énergies renouvelables. Or, cette modulation excessive inquiète de plus en plus au sein d’EDF.

Il y a quelques semaines, la CFE Énergies, principal syndicat de l’électricité en France, avait tiré la sonnette d’alarme face à la publication imminente de la programmation pluriannuelle de l’électricité (PPE3). Le syndicat avait pris la parole pour évoquer un rapport interne à EDF portant sur « les conséquences techniques et économiques de l’effacement forcé de la production d’électricité nucléaire ». Les conclusions de ce rapport confidentiel avaient été entrevues dans un article de La Tribune, et évoquaient « des risques économiques majeurs pour la collectivité française ».

EDF confirme l’impact de la modulation sur les réacteurs nucléaires

EDF a attendu la publication de la PPE3 pour sortir du silence et rendre public les conclusions de son étude sur la modulation. Dans ce document, daté du 16 février 2026, l’électricien français confirme la hausse de volume de modulation en évoquant un point de rupture en 2024. Il mentionne notamment une augmentation des arrêts de courte durée en milieu de journée, au moment où les parcs photovoltaïques produisent le plus d’électricité.

Selon EDF, cette hausse de la modulation affecte bien le vieillissement des installations sur de nombreux aspects et indique une augmentation « des phénomènes vibratoires au niveau des postes d’eau ». De ce fait, EDF affirme devoir travailler sur ses programmes de maintenance en augmentant la fréquence des contrôles et des remplacements de pièces d’usure. En parallèle, l’électricien envisage de faire évoluer ses méthodes d’exploitation pour que « les transitoires de puissance ou les arrêts complets des réacteurs soient moins sollicitants pour les installations, tout en préservant la manœuvrabilité des unités de production ». EDF précise enfin que cette adaptation « 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 ».

Les centrales thermiques et hydroélectriques jonglent aussi avec l’éolien et le solaire

D’ailleurs, EDF va plus loin en indiquant que les variations de production d’énergie associées aux renouvelables non pilotable (éolien et solaire) ont des effets sur ses autres modes de production. Le nombre d’arrêts/démarrages des centrales thermiques de type cycles combinés gaz (CCG) a ainsi doublé en 2025 par rapport aux années précédentes. Le parc hydroélectrique est également concerné, en particulier les stations de pompage-turbinage (STEP), qui sont en première ligne pour absorber les fluctuations du réseau. Celles-ci sont de plus en plus sollicitées, ce qui entraîne un vieillissement prématuré.

Pour finir, EDF rappelle que le rôle du parc nucléaire français n’est pas seulement de produire de l’électricité, mais également de stabiliser la fréquence et la tension du réseau, notamment grâce à son inertie. Il n’est pas à exclure que dans les années à venir, RTE demande à EDF de laisser des réacteurs en service non pas pour produire de l’électricité en milieu de journée, mais pour permettre une meilleure stabilité du réseau à l’échelle de la France et de l’Europe.

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La chute de Luc Rémont, le 21 mars 2025, devait marquer une reprise en main d’EDF par l’État. Après des mois de bras de fer sur le post-Arenh et le programme nucléaire EPR2, l’exécutif semblait enfin décidé à remettre l’électricien public dans le rang. Un an plus tard, si le style a changé, EDF continue de sortir gagnant de la plupart de ses arbitrages stratégiques avec le gouvernement.

Sous Luc Rémont, le rapport de force était assumé, frontal. L’ancien PDG avait obtenu, en novembre 2023, une réforme du cadre de régulation pour succéder à l’accès régulé au nucléaire historique (Arenh). Malgré l’opposition de l’administration, de la CRE et d’une partie des cabinets ministériels, EDF décroche une liberté tarifaire qui lui plaît bien, l’État se contentant d’un prélèvement fiscal a posteriori en cas de prix très élevés (selon deux paliers de revenus, le niveau de taxation varie).

Une décision prise envers et contre tous, selon plusieurs conseillers interrogés par La Tribune, au terme de mois de pressions et de négociations à huis clos. Cette victoire politique n’a pourtant pas suffi à sauver Luc Rémont, « tombé pour mauvaise conduite » titre le média Contexte. Officiellement, c’est l’échec industriel qui lui a coûté sa place. Deux ans après le lancement du programme EPR2, le design n’est toujours pas finalisé et le modèle financier n’est pas bouclé.

Un contexte rude à l’arrivée de Bernard Fontana

Les rapports successifs du comité de revue présidé par Hervé Guillou pointent des lacunes : maîtrise d’ouvrage mal dimensionnée, coordination défaillante avec les fournisseurs, clauses contractuelles déséquilibrées et même une « paralysie décisionnelle » au sommet du groupe. À cela s’ajoute l’incapacité d’EDF à tenir sa promesse faite à l’État : signer massivement des contrats de long terme à prix modérés avec les industriels. C’est la réindustrialisation du pays qui est en jeu, un sujet hautement politique.

Bernard Fontana arrive donc dans un contexte rude, mais qu’il arrive en partie à retourner en la faveur de son groupe nationalisé par l’État. La facture des six EPR2 vient d’être réévaluée à 72,8 milliards d’euros en euros 2020, soit près de 86 milliards en euros courants et plus de 100 milliards en intégrant les frais financiers, selon la Cour des comptes. Les marchés de l’électricité, eux en revanche, se sont retournés : les prix avoisinent désormais les 50 à 60 euros du MWh (€/MWh), fragilisant le modèle économique d’EDF (loin des seuils de taxation du VNU, le versement nucléaire universel).

Des contrats nucléaires contre les arbitrages d’EDF

Là où Luc Rémont refusait toute régulation et rechignait à signer des contrats d’allocation de production nucléaire (CAPN), Bernard Fontana aligne rapidement EDF sur les attentes gouvernementales. Les CAPN sont conclus à tour de bras, comme le réclamaient Bercy et l’Élysée. Orano, Lafarge, ArcelorMittal… les CAPN s’enchainent, quitte à accepter des prix moins élevés qu’espérés (ils sont souvent confidentiels).

Mais derrière cette stratégie commerciale, les arbitrages penchent en faveur d’EDF. Sur le nucléaire, malgré les surcoûts et les doutes sur la tenue des délais, l’État valide la poursuite du programme EPR2 et le financement sans remettre en cause ni le nombre de réacteurs, ni le calendrier. Le risque financier est mutualisé et les choix industriels restent à la charge par EDF.

L’hydroélectricité relancée

Sur l’hydroélectricité, même chose. La proposition de loi pour ouvrir partiellement à la concurrence les concessions échues et sortir du contentieux européen sonne favorable à EDF. Plusieurs observateurs estiment qu’EDF en ressort largement gagnant. L’ouverture annoncée de 40 % des capacités à la concurrence apparaît en réalité limitée, en raison des actifs déjà exploités par la SHEM et de volumes plafonnés, fixés pour une durée restreinte. À l’inverse, les concessionnaires sortants bénéficieraient de droits sécurisés sur soixante-dix ans, tandis que les obligations de partage imposées à EDF ne courraient que sur vingt ans.

Sous Bernard Fontana, EDF ne gagne plus ses arbitrages « envers et contre tout ». La preuve avec son rapport sur la modulation du nucléaire qui s’est tellement fait attendre et accable les renouvelables intermittentes et va sans doute peser dans le contenu de la PPE3. M. Fontana rappelle à l’État qu’il ne peut se passer d’EDF et ré-équilibre, ainsi, le rapport de force.

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