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.

L’article La sieste à plusieurs centaines de millions des réacteurs d’EDF est apparu en premier sur Les Électrons Libres.

Il y a un an, 109 milliards d’euros d’investissements devaient propulser la France parmi les grandes puissances mondiales de l’IA. Douze mois plus tard, plusieurs projets avancent, mais les contraintes s’accumulent et certains ne se concrétiseront pas.

En février 2025, lors du Sommet de Paris sur l’intelligence artificielle, Emmanuel Macron lançait son fameux « Plug, baby, plug ! » (en écho au slogan trumpiste « Drill, baby, drill »), en annonçant plus de 100 milliards d’euros d’investissements privés pour la construction de data centers. Une manne qui répondait à l’explosion de la demande en puissance de calcul, liée à l’essor du cloud et à la révolution de l’IA. Il s’agissait aussi, au nom de la souveraineté, de riposter au projet américain Stargate, prévoyant d’investir 500 milliards de dollars en infrastructures IA. Un an plus tard, alors que s’ouvre à New Delhi la nouvelle édition du Sommet sur l’IA, que reste-t-il de ces promesses ?

La ruée a bien eu lieu : selon le gestionnaire du réseau électrique RTE, plus de 70 projets ont déjà réservé, à fin janvier, 15 000 MW de capacités. Un chiffre colossal qui représente l’équivalent de 15 réacteurs nucléaires ou 1,5 fois la consommation industrielle française. Une task force pilotée par la DGE avec RTE et Business France accompagne certains de ces projets. Elle a sélectionné 63 sites jugés adéquats (disponibilité foncière, capacités de raccordement électrique, acceptabilité locale), dont 26 sont déjà « sécurisés par un porteur de projet » (voir carte).

Pour cette industrie électro-intensive, la France est indéniablement une terre d’élection. Grâce à son parc nucléaire, elle dispose d’un réseau stable et d’une électricité décarbonée à 95 %, relativement bon marché par rapport à ses voisins et, surtout, en excès : en 2025, elle en a exporté 92,3 TWh, un record qui représente quasiment 15 % de sa consommation annuelle.

Néanmoins, la route est semée d’embûches : délais de raccordement électrique, spéculation sur le foncier, méfiance des élus et coûts souvent sous-estimés. D’où de vrais succès, mais aussi quelques naufrages.

Le sésame du raccordement « fast track »

Certes, tout le monde ne boxe pas dans la même catégorie. Un des projets les plus emblématiques, couvé par l’Élysée, est porté par le fonds souverain émirati MGX, qui a signé en mai dernier une joint-venture avec Bpifrance, la pépite française Mistral et Nvidia, leader hégémonique des puces GPU, pour la création du « plus grand campus IA européen ». Ce projet à 50 milliards d’euros progresse rapidement. Il prévoit la construction, par phases, d’une douzaine de centres de données, abritant des capacités de calcul haute performance (HPC), avec des applications IA dans de nombreux domaines. Installé à Fouju, en Seine-et-Marne, sur un site de 70 hectares, idéalement situé à proximité d’un poste à haute tension, Campus IA a été le premier à signer avec RTE, le 26 janvier dernier, un contrat de raccordement accéléré « fast track » : il lui offrira une puissance de 240 MW d’ici fin 2027, puis de 700 MW avant fin 2029, avant les 1 400 MW visés.

La procédure fast track concerne les infrastructures de plus de 400 MW, qui doivent être raccordées au réseau très haute tension (400 000 V). « Il ne s’agit pas d’un laisser-passer pour brûler les étapes, mais d’une labellisation de sites bien placés pour de très gros data centers, qui permettent de diviser par deux les délais de raccordement, à 3 ou 4 ans, nous précise Jean-Philippe Bonnet, directeur adjoint Stratégie chez RTE. S’il est situé à moins de 10 km d’un nœud électrique, un terrain peut être raccordé par une ligne souterraine à haute tension dans un délai raisonnable. Au-delà, il faut construire une ligne aérienne, donc saisir la Commission nationale du débat public, entraînant des procédures beaucoup plus longues. »

Les sites permettant ce raccordement accéléré sont rarissimes (cinq ont été sélectionnés par l’État à ce jour), donc mis en concurrence. Outre celui de Fouju, un deuxième site en Seine-et-Marne, celui de l’ancienne centrale EDF de Montereau-Vallée-de-la-Seine (qui dispose déjà des branchements nécessaires !), est en passe d’être attribué à Opcor, coentreprise du groupe Iliad de Xavier Niel et d’InfraVia. Le Français Data4, un des leaders européens du secteur, est, lui, entré en négociations exclusives pour l’acquisition du troisième site fast track, basé à Escaudain, près de Valenciennes (Hauts-de-France). Un quatrième site se trouve au port de Dunkerque, qui vient de lancer l’appel à manifestation d’intérêt (AMI).

Quant au cinquième site, un terrain de 70 ha sur la ZAC de la commune du Bosquel, au sud d’Amiens, il avait été attribué au britannique Fluidstack, un fournisseur de cloud GPU (qui compte notamment Mistral parmi ses clients). Lors du Sommet de l’IA, l’entreprise avait annoncé, dans le cadre d’un accord avec le gouvernement, la construction en France « du plus grand supercalculateur décarboné au monde » (1 GW), avec une première mise de 10 milliards d’euros. Mais le Britannique (cofondé en 2017 par un jeune ingénieur français de 28 ans, César Maklary) a récemment retiré son offre au Bosquel. De source proche du dossier, il s’agirait d’un désaccord avec la collectivité locale : Fluidstack ne l’aurait emporté que grâce à une offre beaucoup plus élevée que celles de ses concurrents. Mais le coût total de la location du terrain et des frais à engager se seraient finalement avéré si colossaux, avoisinant le milliard d’euros, qu’il aurait préféré renoncer. Nous n’avons pu confirmer ces informations, ni localement ni auprès de Fluidstack.

Le financement, nerf de la guerre

Cette défection met certes le projet en retard, mais son impact reste limité, vu que le terrain, labellisé fast track, reste hautement désirable. Une AMI a d’ailleurs été aussitôt relancée et quatre nouveaux candidats sont en lice. Rien ne dit, par ailleurs, que Fluidstack ne cherche pas un autre terrain en France. Mais ce revers montre l’importance, d’une part, de nouer un dialogue approfondi avec les élus locaux et, d’autre part, de sécuriser le financement de méga-projets aussi dévoreurs de cash.

À ce titre, les ambitions de Sesterce donnent le tournis. La jeune société de Cloud marseillaise, née en 2018 mais en croissance exponentielle, a fait, elle aussi, partie des stars du Sommet IA 2025, en annonçant investir 450 millions d’euros (1,8 milliard à terme) dans un projet de supercalculateur près de Valence, dans la Drôme, censé générer 800 emplois directs et indirects. Ceci n’était que la première phase d’un plan plus vaste devant s’étendre dans le Nord et l’Est du pays, et totaliser 52 milliards d’investissement, 1,5 GW, 500 000 GPU… Le futur campus de la Drôme doit (devait ?) être hébergé sur l’Ecoparc Rovaltain de Valence Romans Agglo, dans des bâtiments désaffectés rachetés au groupe Mérieux, la proximité de la gare TGV permettant de bénéficier du réseau optique à très haut débit longeant la ligne. Un projet séduisant et très médiatisé, mais dont le financement est toujours resté assez flou : « 80 % de dette et 20 % en equity », concédait en février dernier l’un de ses deux cofondateurs, Anthony Tchakerian. Mais patatras, le 5 février dernier, le tribunal de Marseille prononçait l’ouverture d’une procédure de redressement judiciaire à l’encontre de Sesterce Group, avec désignation d’une mandataire judiciaire. La start-up a-t-elle vu trop grand ? Mutisme total à ce jour, du côté de l’entreprise ou de celui de Valence Romans Agglo.

Spécialiste des infrastructures modulaires à ultra-haute densité, la jeune société Eclairion est en revanche en plein essor depuis que son site tout neuf de Bruyères-en-Châtel, dans l’Essonne, situé au cœur de la technopole Teratec qui abrite le CEA DAM (applications militaires), a été choisi en février par Mistral¹ pour héberger son premier data center (40 MW, avec Fluidstack comme intégrateur). Adossé au groupe de promotion immobilière montpelliérain HPC, Eclairion se développe aussi dans la Sarthe, sur un ancien site papetier d’Arjo Wiggins, et en Moselle, dans deux anciennes centrales EDF, La Maxe (ex-site charbonnier) et Richemont (2 milliards d’euros d’investissement).

Riverains, data centers : une cohabitation sous haute tension

J’approfondis

Data4 surfe, lui aussi, sur la vague de l’IA, aidé par les moyens financiers de son actionnaire majoritaire canadien Brookfield, qui a prévu d’investir 15 milliards d’euros dans le secteur. Déjà détenteur de près de 40 data centers en Europe (dont 20 en France), Data4 a lancé la construction d’un nouveau campus (250 MW) dédié à l’IA à Nozay (Paris-Saclay), en Essonne, sur l’ancien siège de Nokia, à proximité de son site historique de Marcoussis. L’entreprise nourrit aussi de grandes ambitions dans les Hauts-de-France, où elle veut développer une puissance d’1 GW : outre le site fast track d’Escaudain, elle est en négociation pour un autre terrain à Cambrai. Pourquoi le Nord ? « Parce que le plus gros marché européen, réunissant tous les acteurs de la donnée et du cloud, se trouve dans un rectangle délimité par Francfort, Londres, Amsterdam et Paris. Or le barycentre de ce rectangle se situe aux alentours de Lille », explique Jérôme Totel, Chief Strategy Officer de Data4.

Course aux mégawatts et spéculation foncière

Pourtant, même avec de solides appuis financiers, la démarche tient du casse-tête, dans un contexte de concurrence effrénée. Les friches industrielles bénéficiant de raccordements sont prises d’assaut, d’autant qu’elles permettent de respecter l’objectif ZAN (zéro artificialisation nette). « La principale difficulté consiste à trouver un site raccordable à de l’énergie en très haute puissance et ce, rapidement, soupire Jérôme Totel. Si les délais d’attente sont trop grands, le pari devient très risqué. Les besoins seront-ils aussi importants dans 6 ou 7 ans ? C’est maintenant que les clients ont besoin de capacités de calcul. C’est maintenant que les Américains et les Chinois construisent massivement. Un vrai sujet quand on sait que 80 % des données des Européens sont encore hébergées aux États-Unis. » À noter, à ce sujet, que les Américains Digital Realty, Amazon, Equinix, Apollo et autres Prologis sont eux aussi très actifs en France.

Pourquoi une telle file d’attente ? D’abord parce que RTE croule sous les demandes. Pour chacune d’elles, le gestionnaire signe un devis (s’engageant sur un coût et un délai) qui « sécurise » de facto le terrain. S’ensuivent 3 à 5 ans de démarches administratives, auxquelles s’ajoutent les délais de livraison des transformateurs (souvent 3 ans), puis deux ans de travaux. La règle étant : « premier demandeur, premier servi ». Or beaucoup de projets n’avancent pas, et certains ne sont entrés dans le processus que pour revendre plus cher leur terrain « sécurisé », ce qui alimente la spéculation. Le constat est général. Pour Jean-Philippe Bonnet, de RTE, « il est évident que parmi les projets ayant signé un contrat de raccordement, tous ne se feront pas ». Autre souci, l’afflux des demandes se concentre dans certaines régions, à commencer par l’Île-de-France (6 500 des 15 000 MW réservés à ce jour), mettant le réseau à l’épreuve. « Environ 30 % de la demande actuelle en région parisienne peut être servie, auxquels s’ajouteront 20 % à 30 % de plus quand on aura traité un important bouchon sur le réseau, estime Jean-Philippe Bonnet. Les 40 % à 50 % restants seront bien raccordés mais ne pourront disposer de la capacité demandée qu’à l’horizon 2035, quand on aura achevé les travaux de renforcement du réseau. » De quoi rebuter tout nouveau venu.

Pour sortir de l’impasse, l’État réfléchit aux moyens d’accélérer les démarches. RTE a lancé une consultation publique (jusqu’au 20 mars) pour remplacer la règle du premier demandeur, premier servi et privilégier les projets jugés sérieux et viables. Une des pistes envisagées consisterait à vérifier que les démarches sont bien engagées (dépôt de dossier administratif, études, permis de construire, premiers achats d’équipements…).

Certes, le problème n’est pas que français. Les temps d’attente de raccordement s’allongent aussi en Allemagne, et même aux États-Unis, où Google dénonce des délais de connexion excédant parfois les dix ans. Malgré tout, la France doit lutter contre ses démons bureaucratiques et normatifs pour ne pas laisser passer cette opportunité unique de devenir l’un des hubs européens du numérique.

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