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La situation de surcapacité de production d’électricité en France depuis deux ans oblige EDF à moduler deux fois plus ses centrales nucléaires, hydrauliques et thermiques à flamme. Un chiffrage partiel (uniquement sur le parc nucléaire) évalue le surcoût annuel à 50 millions d’euros.
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EPR Flamanville 3. Salle des machines. 2023
Si les réacteurs nucélaires du parc français sont prévus nativement pour moduler, les turbo alternateurs (ici celui de l'EPR de Flamanville) n'aiment pas trop ça.
Le parc nucléaire d’EDF est pourtant prévu pour cela. Lorsque la production d’électricité dépasse largement la consommation, les 57 réacteurs sont capables de descendre leur production de 80% en une demi-heure, puis de la remonter. C’est ce qu’on appelle la modulation. Cette fonctionnalité est utilisée par le gestionnaire de réseau pour l’équilibrage des fréquences, mais aussi par EDF pour optimiser sa production en fonction des prix de marché, ou pour préserver son combustible. Problème : cette modulation, lorsqu’elle est trop fréquente, a un impact sur les équipements du circuit secondaire et leur maintenance.
Or, depuis deux ans, le système électrique est en situation de surcapacité chronique, due à une consommation électrique atone, inférieure de 4% à son niveau pré-Covid, alors que l’on a continué à ajouter des capacités de production renouvelables, éoliennes et solaires (6 GW en 2024 et 7 GW en 2025). En conséquence, alors que depuis le début des années 2000, EDF modulait en moyenne de 15 à 20 TWh par an, en 2024 ce volume est monté à 31 TWh et même 33 TWh en 2025. Certes, c’est loin des 51 TWh de modulation connus en 1994, alors que le système électrique était déjà en surcapacité. «Ce qui change fondamentalement, c’est la manière dont on module, explique Catherine Bauby, directrice de la stratégie du groupe EDF. Avant, on modulait la nuit et le week-end quand la consommation était faible. Désormais, on module dans la journée entre 11h et 17h», le moment où le solaire produit. Conséquence, le parc est sollicité pour baisser sa production sur deux périodes dans la journée, et parfois il faut même carrément arrêter des réacteurs. «La modulation par arrêt a triplé en 2024 par rapport à la période 2004–2024», observe Catherine Bauby.
La modulation a doublé en volume et en fréquence
Un changement de situation dont EDF a voulu évaluer l’impact. Une étude, publiée le 16 février, a mis en évidence qu’il n’y a pas de difficulté technique à réaliser cette modulation et qu’elle n’a pas d’effet direct sur la sûreté nucléaire. Elle a en revanche un impact industriel, économique et organisationnel. «Sur une centrale nucléaire, c’est essentiellement la partie secondaire, non nucléaire, qui est concernée, explique Jean‑Marie Boursier, directeur adjoint de la division production nucléaire d’EDF. L’élément de la turbine va en effet opérer des cycles de vapeur plus fréquents, ce qui va générer des contrôles supplémentaires qu’il faudra réaliser. Les contrôles décennaux pourraient devoir être réalisés tous les six ans. Cela va générer un surcoût de l’ordre de 30 millions d’euros par an sur le parc nucléaire.»
L’alternateur, qui distribue l’électricité sur le réseau, va lui aussi avoir un fonctionnement légèrement modifié par cette modulation. Ce qui va se traduire également par une augmentation des coûts de maintenance de 2 à 4 millions d’euros par an, estime EDF. Idem pour les turbopompes qui vont devoir être contrôlées tous les 4 ans au lieu de 5, ce qui va aussi coûter 2 à 4 millions d’euros par an supplémentaires. La modulation augmentant aussi la consommation de ressources (bore, lithium, eau et filtres), les achats de consommables vont augmenter de 15 millions d’euros. L’impact sur le système de traitement de l’eau et des effluents est lui encore en cours de chiffrage. Tout comme le coût de l’impact organisationnel. Les équipes sont davantage sollicitées, la réalisation d’essais modifiés, et les analyses chimiques réalisées plus fréquemment.
L’hydraulique et le thermique sont aussi concernés
Le parc nucléaire n’est pas le seul concerné par la modulation, qui a des conséquences aussi sur le parc hydraulique, comme les 2,5 GW de STEP, et le parc thermique à flamme, notamment les centrales à cycle combiné gaz et les turbines à gaz. Sur les stations de transfert d’énergie par pompage, l’augmentation des dépenses de maintenance est de l’ordre de x1,7 sur la période 2026–2030, indique EDF sans préciser le coût initial. «Sur le parc thermique combiné gaz, qui démarre et s’arrête deux fois plus qu’avant, il y a une sollicitation plus importante avec des coûts de maintenance supplémentaires qui sont en train d’être chiffrés», indique Catherine Bauby.
La modulation doit donc coûter bien plus que les 50 millions d’euros chiffrés jusqu’ici par EDF. Combien ? L’électricien ne donne aucun indice. On ne sait pas non plus quand seront publiés les chiffrages supplémentaires. Ce qui est certain en revanche, c’est qu’EDF va devoir communiquer au gouvernement un coût complet pour évaluer si les objectifs d’ajout de capacités solaires prévus dans la feuille de route Énergie publiée le 13 février doivent être révisés en 2027, comme prévu dans le décret de la PPE3 signé par le Premier ministre.
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