Le groupe public chiffre pour la première fois les effets industriels et économiques de la modulation accrue de son parc dans un rapport sur la modulation de son parc de production publié le 16 février et dans lequel EDF tire la sonnette d’alarme. Confronté à une montée en puissance des renouvelables et à une consommation d’électricité qui stagne, l’énergéticien public redoute des « manques à gagner importants » si l’électrification des usages tarde à décoller. Dans un rapport d’une soixantaine de pages publié lundi, le groupe dresse un état des lieux inédit des impacts industriels, organisationnels et économiques de la modulation de son parc nucléaire – c’est-à-dire sa capacité à ajuster en permanence la puissance de ses réacteurs en fonction des besoins du réseau.

« Le parc nucléaire a toujours contribué à l’équilibre du système électrique français », rappelle Bernard Fontana, PDG d’EDF. Conçus pour être flexibles, les réacteurs peuvent ajuster « jusqu’à 80 % de leur puissance en 30 minutes, et cela deux fois par jour », précise Catherine Bauby, directrice de la stratégie. Mais le phénomène a changé d’échelle. Entre 2019 et 2024, les volumes de modulation nucléaire ont doublé, passant d’environ 15 térawattheures (TWh) à plus de 30 TWh. En 2025, ils ont atteint 33 TWh, soit près de 9 % de la production nucléaire du groupe. L’année 2024 a marqué un tournant, avec 31 TWh modulés. À horizon 2028, le volume pourrait culminer à 42,5 TWh. Historiquement concentrées la nuit et le week-end, les baisses de puissance interviennent désormais en pleine journée, lorsque la production solaire est abondante. De plus en plus fréquemment, la modulation conduit même à l’arrêt temporaire de réacteurs. Cette évolution résulte du « développement des moyens de production renouvelables, solaires et éoliens, en France et en Europe, dans un contexte de consommation atone », souligne EDF.

La situation crée un paradoxe énergétique. Alors que la troisième programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE3) prévoit un renforcement des capacités électriques – notamment nucléaires – pour asseoir la souveraineté énergétique du pays, le système fait face à court terme à une surcapacité. En cause : le retard dans l’électrification des usages. Transports, bâtiment, industrie restent encore largement dépendants des énergies fossiles, qui représentent environ 60 milliards d’euros d’importations annuelles pour la France. « Pour sortir de cette situation de surcapacités, la priorité absolue, c’est l’électrification des usages », insiste Catherine Bauby. Le gouvernement, qui s’appuie notamment sur les nouvelles prévisions de consommation revues à la baisse par RTE, exclut tout moratoire sur les renouvelables. Mais il appelle à accélérer la bascule vers l’électricité décarbonée. À droite de l’échiquier politique, le Rassemblement national et une partie des Républicains plaident au contraire pour freiner, voire suspendre, le développement de l’éolien et du solaire, estimant que la montée en puissance de ces filières accentue la pression sur le parc nucléaire.

Sur le plan industriel, EDF se veut rassurant : « Nous n’avons pas identifié de lien entre les variations de charge et l’apparition du phénomène de corrosion sous contrainte », indique le groupe. En revanche, la flexibilité accrue a un coût. Les turbines des réacteurs feront l’objet de contrôles plus fréquents : tous les six ans, contre dix aujourd’hui. Surcoût estimé : environ 30 millions d’euros par an pour le seul parc nucléaire. Plus largement, EDF anticipe un renchérissement des coûts de maintenance de l’ensemble de ses équipements : turbines, pompes, alternateurs, mais aussi stations de transfert d’énergie par pompage (step) et cycles combinés à gaz (CCG), dont les arrêts et redémarrages ont doublé. « Nous sommes face à un enjeu économique lié à l’usure prématurée de certains équipements (…) et à une réduction de notre production », reconnaît Bernard Fontana, sans avancer de chiffrage global. Celui-ci fait encore l’objet de « travaux en cours de finalisation ». Au-delà des coûts techniques, c’est bien la question des débouchés qui inquiète. Chaque mégawattheure non produit ou vendu en raison d’un marché saturé se traduit par un manque à gagner pour l’électricien.

EDF souligne également les contraintes pour la gestion du réseau : maintenir un niveau suffisant de production synchrone, indispensable à la stabilité de la fréquence, tant à l’échelle nationale qu’au niveau de la plaque continentale européenne. Dans ce contexte, le débat dépasse le seul périmètre d’EDF. Il touche à l’architecture même du mix énergétique français et européen : comment articuler nucléaire pilotable et renouvelables intermittents sans dégrader la rentabilité des actifs existants ? La réponse, pour l’énergéticien, tient en un mot : demande. Sans accélération massive des usages électriques – véhicules électriques, pompes à chaleur, électrification industrielle – la France pourrait se retrouver durablement avec un système surdimensionné.