Maintenance, organisation, adaptation : sept enseignements du rapport d’EDF sur la modulation nucléaire

La modulation, longtemps considérée comme une flexibilité maîtrisée du parc nucléaire, change aujourd’hui d’échelle et de nature, au point de devenir un sujet industriel, économique et politique. D’abord prévu pour la fin d’année 2025, EDF a finalement préféré attendre la publication de la PPE3 pour présenter les conclusions de son rapport sur ce sujet. La RGN revient sur les sept points à retenir de ce travail.

Trois jours après la publication par le gouvernement de la Programmation pluriannuelle de l’énergie, EDF a présenté le tant attendu rapport sur la modulation de son parc de production, le lundi 16 février. « Cette étude vise à documenter les effets concrets de cette pratique sur l’exploitation de ses moyens de production » que ce soit au niveau industriel, organisationnel ou social, détaille EDF dans un communiqué.

Elle ne représente pour autant que la première pierre d’un édifice plus grand. « Un travail a été engagé afin d’établir une approche consolidée et un chiffrage global des coûts du système électrique. EDF y contribue en s’appuyant sur les analyses et enseignements issus du rapport sur la modulation », explique l’énergéticien français. Décryptage en sept points.

1. Des besoins de modulation en hausse

Si la capacité à moduler est pleinement intégrée dès la conception des réacteurs, de nouvelles dynamiques sont en marche depuis quelques années. « Entre 2019 et 2024, les volumes de modulation nucléaire ont doublé, passant d’environ 15 TWh à plus de 30 TWh ». Cette modulation accrue du parc nucléaire est principalement liée à la situation de surproduction électrique du pays, alors que la consommation reste atone. Cette conjoncture est portée par le fort développement des capacités solaires (+ 3 à 5 GW/an entre 2019 et 2024) et éoliennes (+1 à 2 GW/an sur la période).

L’année 2024 représente un tournant avec une modulation de 31 TWh, dont environ 13 TWh par manque de débouchés économiques exclusivement. En effet, le marché de l’électricité sollicite les moyens de production en favorisant les centrales aux coûts variables les plus faibles. Le solaire et l’éolien sont ainsi appelés en premier, suivis du nucléaire, puis du thermique fossile ou l’hydraulique en ajustement. Cette situation devrait se poursuivre, les simulations d’EDF estimant un besoin de modulation de 42,5 TWh pour l’année 2028 « en considérant une hypothèse de hausse modérée de la consommation ». En 2025, les réacteurs nucléaires ont modulé 33 TWh.

2. La modulation change de nature

EDF explique que la nature du phénomène est bien différente de celle des périodes précédentes. Le volume de modulation par baisse de charge et plus encore par arrêt a doublé par rapport aux volumes de la période 2014-2023 et triplé par rapport à la période 2004-2013. De plus, la répartition de la modulation au cours d’une journée s’est aussi transformée. La cloche solaire a créé un pic de production entre 11 et 17 heures, en plus de l’historique besoin de flexibilité nocturne. « La modulation n’est pas nouvelle, mais elle change de nature. EDF en maîtrise le principe, mais son ampleur actuelle appelle une mobilisation collective, tant industrielle que nationale, pour garantir un système électrique sûr, performant et soutenable », commente Cédric Lewandowski, directeur du parc nucléaire et thermique d’EDF dans un post LinkedIn.

*SSY = baisse de puissance pour la fourniture de Services Système (abrégé en SSY) au gestionnaire de réseau

Chaque réacteur a la capacité d’ajuster à la baisse sa puissance de fonctionnement de la pleine capacité à 20 % en 30 minutes environ. « Lorsque les baisses de charges ne suffisent pas, des arrêts courts sont nécessaires […] mais pour des raisons de pilotage neutronique du cœur, la durée d’un arrêt au cours d’un cycle de production ne peut être de moins de 24 heures », souligne le rapport.

3. Adapter la gestion technique des réacteurs

Le rapport indique que les impacts de la modulation se retrouvent principalement sur la partie secondaire des installations. Le groupe rappelle cependant que la conception des chaudières nucléaires intègre un nombre limité de variations de paramètres entraînant une sollicitation mécanique. « Il convient donc de s’assurer que les projections en matière de comptabilisation des situations et d’atteinte des limites telles que calculées aujourd’hui ne sont pas modifiées par l’accroissement de la modulation », souligne EDF.

La gestion du combustible est aussi abordée par l’étude. EDF a constaté lors des trois dernières années « une augmentation des réacteurs finissant leur cycle de production avec une faible marge de fonctionnement à puissance réduite grappes insérées ». Ce phénomène illustre l’augmentation des temps de fonctionnement à puissance intermédiaire et pourrait représenter un facteur limitant à la manœuvrabilité. Cette nouvelle gestion du combustible peut entraîner un manque d’optimisation : sous-utilisation du combustible en cuve, décalage des arrêts des unités, et inadéquation entre production nécessaire et demande. « Même si des leviers d’optimisation du placement des arrêts existent, les conséquences sur l’organisation du programme des arrêts sont profondes », souligne EDF.

4. Des conséquences physiques concentrées sur le secondaire

EDF établit une liste de différents composants du circuit secondaire qui sont ou pourraient être impactés par la hausse de la modulation du parc :

• Systèmes AHP et GSS : des cas de fissuration ont été rapportés, le remplacement de 6 réchauffeurs est programmé et envisagé pour 11 équipements supplémentaires, pour un coût total de 136 M€.
• Echangeurs de chaleur : impact caractérisé, mais difficile à évaluer. EDF estime qu’une hausse des contrôles, de la maintenance voire une accélération du remplacement des composants est à prévoir.
• Turbines : le remplacement des corps basse pression sur 13 lignes d’arbres des paliers CP0 et CP1 permettra d’annuler les conséquences avérées de la modulation sur l’usure pour environ 1 400 M€. Pour les autres paliers, les remplacements ne sont, à date, pas envisagés. S’ils devaient avoir lieu, il entrainerait un coût de 800 à 1 000 M€ pour le palier CP2 et d’environ 500 M€ pour les N4. Des études sont en cours pour le palier 1 300.
• Organes d’admission de vapeur : visites complètes tous les 6 ans (contre 10 ans actuellement) des corps basse pression soit un surcoût de 30 M€/an. Une étude d’un montant de 10 M€ concernant la maîtrise des phénomènes de dégradation matérielle est à prévoir.
• Alternateurs : accélération du programme de remplacement ou de rebobinage des alternateurs, soit une hausse du coût de maintenance courante de 10 à 25 % (1,5 à 3,7 M€/an).
• Turbopompes Alimentaires (TPA) : un surcoût lié aux pièces de rechange pour maintenir une totale manœuvrabilité est de l’ordre de 2 M€/an pour le palier 1300 et de 1 M€/an pour le CP2.
• Générateurs de vapeur : aucune corrélation entre modulation et les cinétiques de colmatage. Cependant, EDF estime possible de devoir augmenter la fréquence des nettoyages préventifs pour une hausse de 10 % des coûts de maintenance courante (+ 15 à 20 M€/an).

« Sur le plan industriel, l’enchaînement plus fréquent des variations de charge et des arrêts/redémarrages accélère l’usure de plusieurs équipements, notamment sur le circuit secondaire, et augmente les besoins de maintenance », commente Cédric Lewandowski sur son compte LinkedIn. EDF prévoit de consolider ses différentes données.

5. Transformation organisationnelle du travail

« Les équipes opérationnelles sont elles aussi concernées. Les variations de puissance sont des activités sensibles qui exigent préparation, entraînement et coordination, poursuit Cédric Lewandowski. Leur multiplication, souvent avec peu de préavis, perturbe les plannings, renforce les interventions hors horaires ouvrables et peut compliquer la réalisation d’activités de maintenance qui nécessitent une stabilité prolongée du réacteur. »

EDF signale que la montée et le maintien des compétences des équipes de conduite sont assurés. La fréquence de la modulation peut cependant représenter des difficultés de pilotage et de respect des spécifications techniques d’exploitation pour le palier 900. EDF développe aussi un outil d’aide au pilotage, considéré comme « un levier incontestable pour faciliter la préparation des transitoires », doté d’un budget de 4 M€. Les besoins en effectifs supplémentaires pour accompagner la hausse de la modulation restent à préciser, mais EDF chiffre déjà à environ 5 M€/an le coût d’une personne supplémentaire par tranche pour l’ensemble du parc.

6. La chimie et les effluents touchés

Les réacteurs nucléaires consomment différents réactifs chimiques – lithine, acide borique, acétate de zinc. Une manœuvrabilité plus grande des réacteurs entraînera une surconsommation de ces produits dans le circuit primaire. EDF estime que le surcoût engendré s’élève à environ 50 et 270 k€/an par unité, soit une augmentation maximale de 15 M€/an pour l’ensemble du parc. « En cas de variation de charge, le volume d’eau du circuit secondaire à conditionner reste sensiblement le même, il n’est pas attendu et observé de difficultés spécifiques à atteindre la cible de conditionnement », détaille le rapport.

Un autre point d’attention porte sur la production d’effluents. « L’accroissement de la manœuvrabilité va générer une augmentation des rejets liquides et gazeux et nécessite des investissements élevés dans les systèmes de production d’eau et les systèmes de traitement des effluents », explique EDF dans son rapport. D’une part, ces hausses vont probablement nécessiter l’accroissement des capacités de stockage des centrales pour limiter les rejets, notamment lors des périodes de limitations des débits dans les cours d’eau. D’autre part, l’énergéticien souligne l’importance pour les filières de traitement de monter en puissance pour accompagner la hausse de la modulation. « Un accroissement des capacités de traitement peut également être envisagé, ce qui supposerait des investissements importants », note EDF. Une augmentation de la durée des arrêts devrait aussi entraîner une hausse de la consommation d’eau pour les réacteurs concernés.

7. D’autres sources de production impactées

D’abord destiné à ne couvrir que la partie nucléaire, ce travail a finalement été étendu aux installations hydroélectriques et au parc thermique. En effet, « le temps de fonctionnement cumulé des stations de transfert d’énergie par pompage (Step), installations hydrauliques, a été nettement plus élevé en 2025 que sur les années précédentes », note EDF. Du côté des moyens de production thermique, le nombre d’arrêts et de redémarrages des cycles combinés gaz (CCG) a doublé entre 2019 et 2024. Des travaux supplémentaires sont en cours pour évaluer les impacts de ces changements d’utilisation. « Les premières estimations indiquent une augmentation d’un facteur deux des budgets de maintenance », détaille le rapport.

Pour limiter ces différents effets de la modulation, plusieurs solutions peuvent être envisagées. EDF dans son communiqué estime que le levier principal d’atténuation de la modulation reste l’accélération de l’électrification des usages. Un plan gouvernemental est en cours d’élaboration sur le sujet et devrait être publié dans les prochains mois. D’autres pistes existent : valorisation des services réseaux des réacteurs nucléaires (tension et inertie), nouvelles offres de flexibilités ou encore réduction du rythme de développement des ENR. ■