Le nucléaire, machine tournante à la production stable et prévisible, joue en réalité de sa flexibilité. Avec la part grandissante des énergies renouvelables et la volatilité des prix, EDF module désormais ses réacteurs pour s’adapter au marché.

La modulation nucléaire consiste à ajuster en temps réel la puissance des réacteurs grâce au contrôle des barres de régulation ou du flux de vapeur vers les turbines afin d’équilibrer le réseau et d’optimiser la production. Dans une présentation d’Alessandro Armenia (Kpler) lors des Montel Energy Days, nous apprenons que la France est aujourd’hui l’un des rares pays capables de faire varier jusqu’à 15 GW sa puissance nucléaire au cours d’une seule et même journée.

Une pratique ancienne mais qui évolue

Si la pratique n’est pas nouvelle, sa fréquence explose. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) qualifie 2024 d’« année pivot » : EDF a modulé l’équivalent de 26,5 TWh, soit une baisse d’environ 7 % de ses injections sur le réseau. La cause ? Une offre électrique parfois surabondante, notamment lorsque le solaire et l’éolien couvrent majoritairement la demande nationale. Dans ces moments de tension en injection, les prix plongent parfois en territoire négatif : 436 heures à prix négatifs ont été recensées jusqu’à fin août sur la seule année, contre 352 l’an dernier.

Contrairement à une idée admise, la modulation ne résulte pas seulement d’une contrainte imposée par les renouvelables. « EDF choisit de moduler pour optimiser ses revenus », note la CRE : en économisant du combustible entre deux arrêts ou en décalant sa production vers les heures les plus rémunératrices. Un jeu d’équilibriste qui permet à l’énergéticien de maximiser la valeur du productible, c’est-à-dire capter les prix hauts, tout en évitant de produire à perte quand les prix s’effondrent.

La modulation n’est pas sans impact sur la durée de vie du matériel

Ce glissement d’un mode « suivi de charge » – adapté à la demande – vers un suivi de la « demande résiduelle » – celle qui subsiste une fois les renouvelables injectées – change complètement l’exploitation du parc. D’après Kpler, la modulation se concentre désormais autour des zones frontalières et des réacteurs P4 (1,3 GW), plus flexibles, participant aussi à l’équilibrage transfrontalier. Cette adaptabilité soutient les exportations françaises, parfois proches des limites du réseau européen tout en générant une valeur croissante pour EDF.

Cette modulation n’est pas indolore pour les vieux réacteurs français. Les cycles thermiques répétés provoquent des contraintes mécaniques et des phénomènes de corrosion. L’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) étudie d’ailleurs le lien possible entre modulation et fissures sous contrainte. En 2025, Kpler relève une hausse de 55 % des arrêts non planifiés de courte durée. Les règles environnementales doivent aussi être respectées : quand la température des fleuves dépasse 26 à 30 °C, les centrales doivent ralentir ou stopper leurs turbines, comme à Golfech ou Bugey l’été dernier.

Selon les prévisions de Kpler, les volumes modulés pourraient encore croître de 7 % d’ici 2030 si la demande stagne et que le solaire poursuit sa progression.

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Bien que la Cour des comptes alerte sur l’explosion des dépenses de maintenance d’EDF, elle voit comme une opportunité la prolongation du parc nucléaire jusqu’à 60 ans.

La Cour des comptes constate le coût et la fréquence des maintenances de réacteurs nucléaires français. Le parc nucléaire historique EDF est vieillissant, les dépenses de maintenance ont fortement augmenté entre 2014 et 2024. Désormais, chaque année, EDF débourse 6 milliards d’euros, soit une hausse de 28 % par rapport à la période 2006–2014. Cette hausse s’explique, selon les magistrats, par le vieillissement des centrales agées d’environ 50 ans et par un relèvement continu des normes de sûreté depuis l’accident de Fukushima.

Prolonger les réacteurs serait très pertinent

Malgré ce coût de maintenance, la Cour juge que la prolongation des réacteurs historiques jusqu’à 50, voire 60 ans constitue une « option avantageuse pour le système électrique ». Son évaluation table, pour un réacteur de 40 ans prolongé jusqu’à 60 ans, sur un coût de prolongation autour de 51 euros le mégawattheure (€/MWh, euros de 2023). Elle juge ce prix « très compétitif » par rapport aux coûts estimés des six nouveaux EPR2, évalués à 79,90 €/MWh dans ses hypothèses.

Pour autant, les Sages de la rue Cambon soulignent plusieurs fragilités dans les programmes de maintenance : la gestion se complique, la durée des arrêts tend à s’allonger (la disponibilité des réacteurs est passée de 80 à 74% en une décennie) et la réinternalisation des compétences critiques progresse insuffisamment vite.

Un programme viable si les prix et les prévisions de productions sont tels qu’anticipés

La Cour appelle EDF à renforcer les efforts engagés avec son plan START 2025, lancé en 2019, qui vise à améliorer la disponibilité des réacteurs en optimisant les durées des arrêts programmés. La prolongation du parc historique est une des deux jambes du programme électronucléaire français. Les nouveaux EPR2 en sont la deuxième. Pour que cette prolongation reste économiquement viable, il faut que les prévisions de production soient respectées et que les prix de l’électricité ne baissent pas trop.

La Cour avait, par ailleurs, alerté sur la santé financière d’EDF : l’énergéticien français est déjà fortement endetté alors que se profile un mur d’investissements de 100 milliards d’euros des EPR2. Environ 460 milliards d’euros pourraient être nécessaires d’ici 2040, incluant la prolongation du parc, la construction de ces EPR2 mais aussi la modernisation du réseau électrique.

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