Le rapport tant attendu d’EDF sur la modulation du parc nucléaire est enfin là. Le diagnostic industriel est impeccable et nous rappelle que le nucléaire n’échappe pas aux lois de la physique. L’analyse économique, en revanche, ressemble à un bilan comptable où l’on aurait oublié la colonne « recettes ». Plusieurs centaines de millions d’euros manquent à l’appel. Et avec eux, la clé d’un débat que la France ne peut plus se permettre de bâcler.

C’est un document que le monde de l’énergie attendait depuis des mois. La PPE3 vient d’être publiée au Journal officiel, la France affiche l’ambition de porter sa production décarbonée à 70 % de la consommation finale en 2035, et la question du coût réel de chaque filière est devenue le nerf de la guerre politique. Dans ce contexte, EDF met sur la table son rapport sur la modulation du parc nucléaire. Un sujet central et mal compris, qui touche à l’avenir de nos 57 réacteurs, au déploiement des renouvelables, et — c’est là que ça vous concerne — au prix que vous payez chaque mois pour allumer la lumière.

Le document est sérieux. Rigoureux. Mais à sa lecture, une question s’impose : pourquoi un rapport de cette ampleur oublie-t-il de chiffrer ce que la modulation rapporte ?

Le yoyo nucléaire

La modulation, c’est le fait pour EDF de réduire la puissance de ses réacteurs quand une alternative existe sur le réseau ou que celui-ci n’a pas besoin de toute leur production. Le phénomène a toujours existé — la nuit, on baisse le régime. Mais il a changé d’échelle. En 2010, EDF a modulé 13 TWh. En 2025, 33 TWh. En 2028, on pourrait dépasser 42 TWh — soit la moitié de la consommation électrique annuelle de la Belgique.

La raison tient en un triptyque : soleil, vent et consommation atone. Avec la montée en puissance du photovoltaïque, un nouveau creux de production est apparu entre 11 h et 17 h. Les panneaux solaires inondent le réseau en pleine journée, et le nucléaire doit baisser le régime. Paradoxe de l’histoire : le parc français sait moduler depuis plus de trente ans — c’est même une de ses spécificités mondiales, longtemps présentée comme une fierté nationale. Mais ce qui était décrit comme une routine sans impact revient sur le devant de la scène avec l’augmentation de son amplitude et de sa fréquence. À la baisse nocturne classique s’ajoute désormais cette sieste forcée de l’après-midi. En face, la consommation reste en berne : selon RTE, elle demeure inférieure d’environ 6 % — soit 30 TWh — à ses niveaux moyens de la période 2014-2019, pour la troisième année consécutive. Trop de production, pas assez de demande : l’équation de la modulation est posée. C’était d’ailleurs la même équation à la fin des années 1990, qui avait mené à des niveaux historiquement élevés de modulation (51 TWh en 1994). On s’en émouvait peu, confiant dans la croissance à venir de la consommation.

Le rapport d’EDF documente méticuleusement ce que cela coûte au parc : usure accélérée des turbines, des alternateurs, des systèmes de contrôle. Surcoûts de maintenance pouvant atteindre plusieurs centaines de millions d’euros par an. Désorganisation des plannings d’équipes. Faire danser le tango à un valseur, ça laisse des traces sur les articulations.

Précision essentielle : tout cela se fait dans le strict respect des règles de sûreté. On ne négocie pas avec la sûreté. Le rapport est clair là-dessus, c’est sa première vertu.

La colonne manquante

Sa seconde vertu, paradoxalement, c’est de révéler ce qu’il ne dit pas. Le rapport présente la modulation presque exclusivement comme un coût. Comme si EDF, les jours de grand soleil ou de faible consommation, n’avait le choix qu’entre produire à perte ou moduler pour limiter la casse.
Or la réalité est tout autre. La production nucléaire d’EDF n’est pas vendue uniquement au jour le jour. Elle est très majoritairement commercialisée en avance : sur les marchés à terme, via l’ARENH (jusqu’à fin 2025), ou dans le cadre de contrats avec des clients industriels ou résidentiels. Le prix est fixé des mois, parfois des années avant la livraison.

Quand EDF module un réacteur un mardi à 14 h, l’engagement de livraison qu’il avait pris n’a pas disparu. Pour l’honorer, EDF rachète l’énergie sur le marché spot plutôt que de la produire. Et c’est précisément à ce moment-là que le spot est au plancher : entre 0 et 20 €/MWh, parfois même négatif : 508 heures en 2025, soit 5,8 % du temps.

La différence entre le prix de vente à terme et le prix de rachat spot, c’est un gain. Net. Mécanique. Sur plus de 30 TWh de modulation annuelle, ce différentiel représente potentiellement plusieurs centaines de millions d’euros de marge.

Et ce gain est totalement absent du rapport. Tout comme le gain provenant de la maximisation de la disponibilité nucléaire en hiver, autre raison d’être de la modulation.

Le vrai sujet est ailleurs

Comprenons-nous bien : il ne s’agit pas de dire que la modulation est une bonne affaire sans nuance. Les surcoûts industriels sont réels, documentés, et le bilan net — gains d’arbitrage moins coûts de maintenance — reste à établir rigoureusement. C’est justement le travail qu’on attendrait d’un tel rapport.
Mais l’absence de cette mise en balance crée une distorsion dans le débat public, en laissant croire uniquement à une perte sèche liée à une sous-production imposée, qui aurait en plus des impacts sur le vieillissement du matériel. Si la modulation n’est présentée que comme un tribut que le nucléaire paie aux renouvelables, la conclusion politique coule de source : il faut freiner les ENR pour protéger le nucléaire, car cela coûte trop cher. Raisonnement séduisant. Surtout incomplet. Car si on regarde les ordres de grandeur, il est probable que le vrai impact économique des ENR sur EDF dépasse largement le sujet de la modulation. Il passe par les prix à terme.

Le mécanisme est implacable : plus les renouvelables se déploient, plus elles tirent les prix de gros vers le bas. Et quand les prix à terme baissent, ce sont les revenus futurs de tout le parc nucléaire qui fondent. Depuis la fin de l’ARENH et l’absence de nouvelle régulation du nucléaire — « la nouvelle régulation du nucléaire, c’est le marché », ont indiqué les pouvoirs publics en 2023 —, EDF est directement exposé à ces baisses de prix.

Cet effet-là ne se compte pas en centaines de millions. Il se compte en milliards d’euros par an. C’est lui, l’éléphant dans la pièce. Pas la modulation.

Et maintenant, on fait quoi ?

Il serait facile de s’arrêter là, sur un constat amer. Cette histoire contient pourtant une excellente nouvelle. Si le bilan net de la modulation s’avère moins défavorable qu’on le présente — voire positif certaines années —, cela signifie que le système électrique français est plus résilient et plus intelligent qu’on ne le croit. L’arbitrage entre production nucléaire et rachat sur un marché spot déprimé par les ENR, c’est de l’optimisation. Jusqu’en 2024, cela ne semblait gêner personne.

Mais pour que cette bonne nouvelle serve à quelque chose, il faut que toutes les cartes soient posées sur la table. Toutes. Les coûts industriels comme les gains d’arbitrage. Les surcoûts de maintenance comme les marges de rachat. Et la répartition de la valeur entre l’exploitant et le consommateur.
C’est à cette condition que la France pourra sortir de la guéguerre stérile entre pro-nucléaires et pro-renouvelables, qui monopolise le débat énergétique depuis trop longtemps. Car derrière cette querelle de chapelles se cache un dossier qui fâche, mais qui devient incontournable : ne faut-il pas, enfin, donner au parc nucléaire historique la sécurité financière et la visibilité dont il a besoin ? Ce parc est l’allié de tout le monde, parce qu’il est d’abord l’allié, de par sa compétitivité, d’une hausse de consommation que l’on appelle tous de nos vœux. Un prix garanti sur quinze ans — via un CfD, un contrat pour différence — lui permettrait de planifier sereinement ses investissements tout en l’incitant à produire au maximum, dans l’intérêt de tous.

Sécuriser l’avenir du parc nucléaire historique, c’est mettre ce sujet derrière nous. C’est aussi — et surtout — se donner les moyens d’entamer sereinement les discussions qui comptent vraiment : celles sur les coûts du futur. Comment garantir au consommateur et à l’industriel une électricité compétitive sur la durée ?
Ces questions-là méritent mieux qu’un rapport borgne. Elles méritent un débat éclairé. Et un débat éclairé commence par des chiffres complets.

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Dix ans de dépenses, de subventions et de choix énergétiques viennent d’être présentés avec la Programmation pluriannuelle de l’énergie. Un catalogue paradoxal cédant aux désirs des opérateurs. Hélas, le réel va présenter l’addition. Et elle sera salée.

Vous avez peut-être raté l’info, noyée entre deux polémiques sur les cancers et un énième rebondissement judiciaire. La France vient de présenter sa feuille de route énergétique pour les dix prochaines années : la PPE3. Un sujet qui devrait constituer le cœur du débat politique de cette fin de quinquennat et du prochain. Même si rien n’est moins sûr, hélas.

Elle était attendue depuis deux ans, et a été sans cesse repoussée sur l’autel de l’instabilité politique. Mais voilà ! Nous y sommes. Notre PPE3 a enfin été dévoilée par Sébastien Lecornu et aussitôt publiée au Journal officiel. Elle prétend fixer un cap clair de souveraineté énergétique. Elle vise une forte réduction de la dépendance aux énergies fossiles et une augmentation de la production électrique décarbonée. L’objectif ? La porter à 60 % de la consommation finale en 2030 et 70 % en 2035. Le document, à rebours de la précédente PPE qui souhaitait la fermeture de 14 réacteurs nucléaires, place l’atome au cœur de la stratégie présentée, avec l’optimisation du parc existant de 57 réacteurs pour atteindre 380 à 420 TWh dès 2030. Une bonne chose, même si elle souligne une certaine incohérence d’une décennie l’autre, et s’avère économiquement peu compatible avec l’autre grosse annonce dans ce domaine. À savoir, la confirmation de la construction de six EPR2 et la possibilité de lancer huit réacteurs supplémentaires dans le courant de l’année. Quand on aime on ne compte pas… tragique erreur. Parallèlement, notre PPE prévoit une poursuite raisonnée du développement des énergies renouvelables terrestres, avec des objectifs revus à la baisse par rapport aux versions antérieures : environ 48 GW de solaire photovoltaïque en 2030 et 55-80 GW en 2035 et un développement mesuré de l’éolien terrestre privilégiant la remotorisation, ainsi qu’un maintien de la croissance de l’éolien offshore.

Bref, un texte qui, derrière les objectifs affichés, semble surtout très politique, tant il veut donner des gages à tout le monde. Qu’importent les évidents paradoxes de la démarche. D’autant qu’elle ne répond ainsi pas aux plus pressantes urgences en matière de stratégie énergétique que représentent les questions du coût, de la demande et de la consommation. On se retrouve alors face à une bataille de chiffres entre pro-nucléaires et pro-renouvelables. Combien d’EPR2 ? Combien d’éoliennes ? Quelle puissance installée en 2035 ? On croirait un concours de gigawatts.

Pendant ce temps, un éléphant se promène tranquillement au milieu de la pièce. La France dépense chaque année environ 60 milliards d’euros pour acheter du pétrole, du gaz et du charbon à l’étranger. Soixante milliards qui partent chaque année en fumée — au sens propre du terme.

Et personne, dans ce grand débat sur les capacités, ne semble s’attaquer frontalement au seul sujet qui compte, soit : comment éviter cette dépense colossale en s’exemptant de ces importations ?

Le problème avec les gigawatts

Une situation découlant d’une erreur tentante — à laquelle nos dirigeants succombent depuis des décennies : croire qu’il suffit de planifier l’offre pour que la demande suive. Or c’est faux…

Prenez votre propre cas. Vous chauffez votre maison au gaz. Votre chaudière fonctionne parfaitement. Pour que vous passiez à une pompe à chaleur électrique, de quoi avez-vous besoin ? Qu’on vous montre un beau graphique de puissance installée en 2050 ? Ou qu’on vous prouve, facture en main, que l’électricité sera durablement moins chère que le gaz ? La réponse est facile.

C’est la même chose à l’échelle industrielle. Quand ArcelorMittal, Lafarge ou n’importe quel autre chimiste décide du lieu d’implantation de sa prochaine usine — ou s’il électrifie ses fours — il compare les coûts énergétiques, pays par pays. Pas la qualité rédactionnelle des communiqués de presse.

Or, et c’est là où le constat pique : la demande française d’électricité stagne. L’industrie temporise. L’électrification des procédés avance au ralenti. Les relocalisations tant promises restent, pour beaucoup, à l’état de vœux pieux.

La raison n’est pas mystérieuse. Tant que le mégawattheure électrique n’est pas clairement, avec visibilité et structurellement plus attractif que le gaz, personne ne bougera. Ni les industriels, ni les ménages. Décarboner à coups de PowerPoint n’a jamais permis de faire baisser une facture.

Le trésor qu’on gaspille

Regardons les choses en face. La France a un avantage colossal, envié par la plupart de ses voisins : un mix de production d’électricité déjà décarboné.

Elle le doit à un parc nucléaire existant, très largement amorti, les centrales ayant été payées il y a des décennies. Mais aussi à son renouvelable installé, dont le coût marginal est quasi nul : une fois l’éolienne ou le panneau solaire posé, chaque MWh supplémentaire est presque gratuit. Et enfin, à un système électrique globalement exportateur. Rappelons que si la France vend régulièrement du courant à ses voisins, l’inverse est très rare.

Nous ne sommes pas l’Allemagne de 2022, qui fermait ses centrales nucléaires tout en brûlant frénétiquement du lignite pour compenser. Nous ne sommes pas davantage le Royaume-Uni, qui jongle avec un réseau vieillissant. Notre chance est d’avoir les cartes énergétiques en main.

La question se pose donc : pourquoi ne jouons-nous pas cette main ?

Le débat se focalise sur les investissements futurs — nouveaux EPR, nouvelles fermes éoliennes — et semble oublier une question beaucoup plus immédiate : tire-t-il le meilleur parti de ce que nous possédons déjà ?

Le coût affiché du parc nucléaire existant intègre des investissements futurs massifs (le Grand Carénage, les programmes de prolongation), des exigences de sûreté renforcées — légitimes — et des méthodologies comptables très prudentes. Si prudentes, parfois, qu’un parc amorti finit par apparaître artificiellement coûteux.

Soyons clairs : la sûreté nucléaire n’est pas un paramètre ajustable. On ne négocie pas avec la physique. Mais la manière dont on traduit nos atouts en signal économique relève en revanche d’un choix politique. Or, aujourd’hui, ce choix nous dessert. Un parc amorti devrait être une arme commerciale. Pas une ligne comptable anxiogène.

Construire, oui — mais pas n’importe comment

Aucune personne sérieuse ne conteste la nécessité de renouveler le parc nucléaire à terme, comme d’investir dans de nouvelles capacités et de préparer l’outil industriel de la prochaine génération. La question n’est pas si, mais quand et dans quel ordre.

La France de 2025 n’est pas celle de 1973. Nous ne faisons pas face à un risque de pénurie imminente. Nous n’avons pas besoin de construire dans l’urgence. Nous devons construire pour accompagner une montée en puissance de la demande. Mais ce phénomène aura seulement lieu si notre électricité est compétitive.

C’est un cercle, et il peut être vicieux ou vertueux.

Il sera vicieux si on lance des chantiers pharaoniques. On alourdira alors le système de coûts fixes, renchérissant l’électricité, provoquant une fuite des industriels, une stagnation de la demande et l’obligation de faire tourner les centrales en sous-régime. Flamanville, quand tu nous tiens…

Notre cercle épousera en revanche la vertu si on commence par rendre l’électricité existante imbattable. De quoi faire décoller la demande, permettre le lancement d’investissements au bon moment, et amener les nouvelles capacités en face de clients prêts à consommer. La filière se structure, les coûts baissent.

Le vrai courage politique

La PPE3 semble parfois guidée par une nostalgie — celle du grand volontarisme industriel, du moment où de Gaulle (ou Messmer, au choix) décidait d’une trajectoire voyant le pays suivre sans broncher… ou presque.

Ce monde n’existe plus. Le capital est mondial et mobile. Les finances publiques françaises sont dans un état qui interdit les paris à 100 milliards sans filet. La concurrence entre pays pour attirer les usines se joue à quelques centimes par kWh.

Le vrai courage, ce n’est pas d’annoncer des gigawatts depuis un pupitre — qu’il soit à Belfort ou à l’Élysée. C’est de poser la question qui dérange : comment rend-on l’électricité française suffisamment attractive pour que toute l’économie ait intérêt à basculer ?

Cela veut dire revoir la régulation. Revoir le signal tarifaire. Assumer que le parc existant est un avantage à exploiter, pas un héritage embarrassant. Et séquencer les investissements nouveaux en fonction de la demande réelle, pas du calendrier politique.

Si nous réussissons cela, la demande viendra. Les industriels investiront. L’électrification des transports, du chauffage, des usines cessera d’être un objectif sur un slide pour devenir une réalité économique. Et les 60 milliards d’importations fossiles commenceront enfin à fondre.

Alors oui, construire de nouvelles capacités aura tout son sens.

Sinon, nous aurons planifié l’offre. Mais pas créé le mouvement.

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