La modulation nucléaire fait-elle gagner de l'argent à EDF ? Autopsie d'un mythe

RÉSUMÉ EXÉCUTIF (lecture 5 minutes)

Thèse centrale

L'argument selon lequel la modulation du parc nucléaire constituerait une « stratégie d'optimisation des revenus » rentable pour EDF repose sur une confusion entre deux scénarios de référence. Comparée au scénario catastrophe (vendre à prix nul ou négatif), la modulation est effectivement préférable. Comparée au scénario de base (production continue en base à prix moyen), elle est déficitaire. Or c'est le second scénario qui constitue la norme historique et le fondement économique du nucléaire. Si EDF peut ponctuellement limiter ses pertes en décalant quelques MWh vers des heures à prix plus élevés, cette optimisation marginale est écrasée par les coûts systémiques qu'elle entraîne : usure accélérée des équipements, surcoûts de maintenance chiffrés à plusieurs dizaines de millions d'euros par an, manque à gagner de l'ordre du milliard d'euros en production non réalisée, et hausse mécanique du coût du MWh nucléaire pour le consommateur. Le rapport d'EDF publié le 16 février 2026, longtemps retenu par le gouvernement, confirme cette réalité que les fournisseurs d'énergies renouvelables intermittentes (ENRi) s'emploient à minimiser.

Le sophisme en une phrase

Dire que la modulation « fait gagner de l'argent » à EDF revient à dire qu'un restaurateur « optimise ses marges » en fermant son établissement aux heures de pointe parce qu'un food truck subventionné distribue des repas gratuits sur le trottoir d'en face.

Chiffres structurants

Introduction : un argument de lobby devenu « vérité » médiatique

En octobre 2025, PV Magazine France titrait : « Selon la CRE, les EnR ne sont pas seules responsables de la modulation de production du nucléaire ». L'article reprenait un extrait soigneusement sélectionné du rapport de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) selon lequel « les modulations ne sont pas le fruit d'une contrainte imposée à EDF au titre d'une priorité d'injection octroyée à l'électricité renouvelable intermittente, mais peuvent permettre à EDF d'optimiser sa marge en période de forte production renouvelable ».

Cette formulation, techniquement exacte dans un sens très étroit, a été immédiatement instrumentalisée par les fournisseurs d'ENRi pour construire un narratif en trois temps : premièrement, la modulation n'est pas une contrainte imposée par les ENR ; deuxièmement, elle constitue un choix économique rationnel d'EDF ; troisièmement, EDF en tire un bénéfice financier.

Ce syllogisme est fallacieux. Il confond l'optimisation sous contrainte (faire le moins mauvais choix dans une situation dégradée) avec l'optimisation libre (choisir la meilleure stratégie parmi toutes les options possibles). Un prisonnier qui choisit de dormir sur le flanc gauche plutôt que sur le flanc droit n'est pas en train d'« optimiser son confort de sommeil » au sens où il aurait intérêt à rester en prison.

Le rapport d'EDF du 16 février 2026, document de 60 pages dont la publication a été retardée par le gouvernement Lecornu le temps de promulguer la PPE3 par décret, vient définitivement enterrer cette fiction. L'analyse qui suit déconstruit méthodiquement l'argument de la « modulation rentable » en s'appuyant sur les données officielles d'EDF, de la CRE, de RTE et sur la structure économique fondamentale du nucléaire.

Partie I : Comprendre la structure de coût du nucléaire, condition préalable au débat

1.1 Un actif à 90% de coûts fixes

La première clé pour comprendre pourquoi la modulation détruit de la valeur pour EDF réside dans la structure de coût fondamentalement différente entre le nucléaire et les énergies fossiles.

Une centrale nucléaire se caractérise par des coûts fixes très élevés et des coûts variables très faibles. Selon les données de la CRE pour la période 2026-2028, le coût complet de production du nucléaire historique s'élève à 60,3 €/MWh en euros 2026. Ce coût se décompose approximativement comme suit : les charges d'investissement (amortissement du parc, Grand Carénage, rémunération du capital) représentent environ la moitié du total, soit environ 30 €/MWh ; les charges d'exploitation (personnel, consommations externes, impôts et taxes) pèsent pour environ 22 €/MWh ; les charges de combustible, incluant l'ensemble du cycle (uranium, enrichissement, fabrication, retraitement, gestion des déchets) s'élèvent à environ 8 €/MWh.

Le point crucial est le suivant : que le réacteur produise 100% ou 50% de sa capacité, la quasi-totalité de ces coûts reste identique. Le personnel est le même. L'amortissement du capital est le même. Les charges de sûreté sont les mêmes. Les provisions pour démantèlement sont les mêmes. Seule une fraction marginale des coûts de combustible (l'uranium naturel, soit environ 5 à 7% du coût total selon le CEA) varie proportionnellement à la production.

1.2 La conséquence arithmétique implacable

Cette structure a une conséquence mécanique que tout comptable comprend : moins le nucléaire produit, plus le MWh produit coûte cher, car les charges fixes se répartissent sur un volume moindre.

Prenons un exemple chiffré. Un réacteur de 900 MW fonctionnant en base à 90% de facteur de charge produit environ 7,1 TWh par an. Si le coût fixe annuel de ce réacteur est de 380 millions d'euros (estimation cohérente avec les données CRE ramenées par tranche), le coût fixe par MWh produit est de 53,5 €/MWh. Si la modulation réduit le facteur de charge à 75%, la production tombe à 5,9 TWh et le coût fixe par MWh monte à 64,4 €/MWh, soit une hausse de 20%.

Ce graphique illustre une réalité que les promoteurs des ENRi préfèrent ignorer : chaque TWh de modulation renchérit le coût unitaire de tous les autres TWh produits. Comme le résumait André Palu, secrétaire national de la CFE Énergies (premier syndicat d'EDF) : « Moins le nucléaire produit, plus il coûte, puisque ses charges fixes s'étalent sur un volume moindre. »

La comparaison avec les centrales à gaz est éclairante. Une centrale à cycle combiné gaz (CCG) a une structure de coût inversée : environ 70% de coûts variables (combustible gaz) et 30% de coûts fixes. Moduler une CCG fait réellement économiser de l'argent, car on évite d'acheter du gaz. Moduler une centrale nucléaire ne fait économiser que la fraction marginale de combustible (quelques euros par MWh) tout en continuant à payer la quasi-totalité des charges.

C'est précisément cette différence de structure qui fait que le nucléaire est conçu pour fonctionner en base et les centrales à gaz en suivi de charge. Inverser cette logique, comme le fait la PPE3, revient à utiliser une Ferrari comme camionnette de livraison et un utilitaire comme voiture de course.

Partie II : Ce que dit vraiment le rapport EDF du 16 février 2026

2.1 Un document retenu puis libéré

Le rapport d'EDF sur la modulation était initialement prévu pour décembre 2025. Selon plusieurs médias (Reporterre, La Tribune), le gouvernement Lecornu a retardé sa publication, le qualifiant de document « inflammable », le temps que la PPE3 soit promulguée par décret. Ce n'est qu'une fois le décret signé qu'EDF a été autorisé à rendre public ce rapport de 60 pages, le 16 février 2026.

Ce séquençage politique est en lui-même révélateur : si la modulation « faisait gagner de l'argent » à EDF, pourquoi le gouvernement aurait-il cherché à cacher un document qui aurait démontré les bienfaits de sa propre politique énergétique ?

2.2 Le doublement des volumes de modulation

Le rapport documente une accélération spectaculaire de la modulation nucléaire. Entre 2019 et 2024, les volumes ont doublé, passant d'environ 15 TWh à plus de 30 TWh. En 2025, le parc nucléaire a modulé 33 TWh, soit près de 9% de sa production totale. Les simulations d'EDF projettent 42,5 TWh pour 2028 « en considérant une hypothèse de hausse modérée de la consommation ». Certaines analyses de RTE évoquent un scénario à 90 TWh par an si le développement des ENRi se poursuit au rythme prévu.

Le point essentiel est le changement de nature de cette modulation. Historiquement, les baisses de puissance intervenaient principalement la nuit et le week-end, lorsque la consommation était faible. Aujourd'hui, elles surviennent en pleine journée, entre 11h et 17h, exactement au moment du pic de production solaire. Comme l'explique Catherine Bauby, directrice de la stratégie d'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. »

2.3 Le détail des surcoûts identifiés

Le rapport d'EDF, que Transitions & Energies qualifie de « très détaillé sur le plan technique et étonnamment très évasif sur les conséquences financières », identifie néanmoins plusieurs postes de surcoûts directs.

Les contrôles des turbines devront passer d'un rythme décennal à un rythme sexennal (tous les 6 ans au lieu de 10), générant un surcoût de 30 millions d'euros par an pour l'ensemble du parc. Les turbopompes nécessiteront des contrôles tous les 4 ans au lieu de 5, pour un surcoût additionnel de 2 à 4 millions d'euros par an. La surconsommation de réactifs chimiques (bore, lithine, acétate de zinc) dans le circuit primaire représentera 50 000 à 270 000 euros par unité et par an, soit jusqu'à 15 millions d'euros pour l'ensemble du parc. EDF chiffre à environ 5 millions d'euros par an le coût d'une personne supplémentaire par tranche si des renforts s'avèrent nécessaires. Un outil d'aide au pilotage est en développement pour un budget de 4 millions d'euros.

2.4 Les coûts non encore chiffrés

Le rapport identifie des postes de coûts supplémentaires dont l'évaluation n'est pas encore finalisée, ce qui laisse penser que le chiffrage total sera considérablement supérieur aux 50 millions annuels avancés.

L'accroissement de la manœuvrabilité va générer une augmentation des rejets liquides et gazeux et nécessite, selon EDF, « des investissements élevés dans les systèmes de production d'eau et les systèmes de traitement des effluents ». Les capacités de stockage de…