Vers une explosion des coûts et des risques accrus à cause du solaire et du renouvelable, selon un document confidentiel d’EDF 

Ces révélations interviennent alors que la Commission de régulation de l’énergie (CRE) vient de fixer le coût complet du nucléaire historique à 60,3 euros/MWh pour la période 2026‑2028, un niveau déjà jugé sensible au regard de la fin de l’Arenh et du nouveau cadre de revenus d’EDF.

Elles se greffent également sur un programme d’investissements jugé « historique », estimé à environ 460 milliards d’euros d’ici 2040 pour maintenir le parc existant, lancer de nouveaux EPR et moderniser les réseaux, ce qui pose frontalement la question du partage de l’effort entre l’État, l’entreprise et les clients. Le rapport confidentiel vient ainsi nourrir un débat déjà vif sur la soutenabilité financière de la stratégie énergétique française.

Selon les éléments rendus publics, le rapport se concentre sur les effets d’une modulation plus fréquente et plus profonde de la puissance des 57 réacteurs du parc français, destinée à s’ajuster aux variations de production de l’éolien et du solaire.

EDF y décrit des cycles d’arrêt et de redémarrage plus nombreux, ainsi que des baisses de charge répétées, qui sollicitent fortement des équipements initialement dimensionnés pour un fonctionnement plus stable. Cette nouvelle donne serait d’autant plus structurante que la consommation électrique reste globalement stagnante, ce qui accroît la pression sur l’optimisation du parc existant.

Pour l’exploitant, cette flexibilité accrue s’accompagne d’un risque de vieillissement prématuré de certains composants, en particulier les machines tournantes et des parties du circuit primaire soumises à des variations thermiques fréquentes.

La Fédération Environnement Durable, qui a pris acte des révélations, évoque une « incompatibilité majeure » entre un parc nucléaire historique fortement modulé et un développement massif des renouvelables intermittents dans le contexte français actuel. EDF souligne de son côté la nécessité de disposer d’un parc opérationnel et prolongé dans vingt ans, précisément au moment où ces installations auront été amorties.

Le rapport insiste aussi sur le temps nécessaire pour redémarrer un réacteur après un arrêt, le document évoquant des retards possibles de plusieurs heures avant un retour à pleine puissance dans une fraction non négligeable des cas. Cette inertie technique complique la gestion du système électrique lors des pointes de consommation ou en cas de baisse soudaine de la production renouvelable. Les auteurs alertent sur la possibilité de situations de tension accrue sur le réseau, avec un spectre de déséquilibres plus difficile à maîtriser

Sur le plan économique, le rapport détaille une série de surcoûts liés à la modulation : amortissement moins efficace des coûts fixes lorsque les centrales tournent moins souvent, fonctionnement à faible charge de certaines unités qui auraient pu être évitées, renforcement des réseaux et des systèmes de protection pour absorber les variations rapides de production.

Ces contraintes viennent s’ajouter aux dépenses déjà anticipées pour la maintenance lourde, le grand carénage et les investissements dans les nouveaux réacteurs. Malgré l’évaluation de la CRE, qui modère les coûts revendiqués par EDF, l’entreprise estime que la facture globale de son modèle nucléaire reste entourée d’incertitudes significatives.

L’UFC‑Que Choisir s’est déjà inquiétée par le passé d’une possible « explosion des tarifs de l’électricité » pour les ménages, en lien avec la fin de l’Arenh et la mise en place du nouveau dispositif de régulation à partir de 2026. La perspective d’une hausse supplémentaire, liée cette fois aux effets de la modulation, renforce les interrogations sur l’évolution des factures dans les prochaines années. EDF plaide pour que ces coûts spécifiques soient mieux pris en compte dans la régulation, alors que le régulateur rappelle que ses calculs reposent sur des hypothèses prudentes et régulièrement révisées.

En toile de fond, le rapport interne évoque la nécessité d’« une révision » éventuelle des paramètres économiques si les coûts techniques de la flexibilité nucléaire se révèlent plus élevés que prévu. Les débats à venir porteront autant sur le rythme de déploiement des renouvelables que sur le financement de la prolongation du parc existant et des nouveaux EPR.

Entre maîtrise des risques industriels, investissements colossaux et acceptabilité des prix de l’électricité, l’équation énergétique française apparaît plus que jamais sous tension.