Publié le 26/02/2026
Ce jeudi 26 février, le cabinet Degest a présenté, lors de la séance du CSE Central, les conclusions de son rapport consacré à l’état du parc de production pilotable d’EDF. Commandée par le Comité, cette expertise offre un panorama complet des capacités nucléaire, hydraulique et thermique du Groupe, dans un contexte énergétique en profonde mutation. Tour d’horizon.
Contexte : Depuis plusieurs années, le modèle énergétique français vit une transformation profonde. L’électrification de masse, devenue un vecteur central pour la décarbonation, s’impose progressivement. Les besoins futurs sont revus à la hausse et pourraient atteindre entre 580 et 640 TWh dès 2035, selon les scénarios européens, contre environ 460 TWh aujourd’hui. Pourtant, la consommation réelle d’électricité en France se situe aujourd’hui à son plus bas niveau depuis 2005. Cette contraction, liée à la désindustrialisation, aux prix élevés de l’énergie et aux effets de la crise russo‑ukrainienne, crée une situation paradoxale. Le système apparaît momentanément en surcapacité, alors qu’il demeure structurellement sous‑dimensionné pour répondre aux ambitions climatiques de long terme.
Un pilier incontournable mais confronté à une sollicitation inédite
Le nucléaire, qui assure encore la majorité de la production pilotable, est devenu un outil de flexibilité essentiel. La modulation de puissance, historiquement pratiquée en fonction de la demande, s’est intensifiée de manière spectaculaire. En 2024, le parc enregistre plus de 3 000 baisses de charge, un record qui sera encore dépassé en 2025. Les variations de puissance peuvent atteindre jusqu’à 15 GW en une seule journée. Ces sollicitations, liées à la montée en puissance des énergies renouvelables et à leur variabilité, modifient profondément les conditions d’exploitation des centrales.
Ces modulations de plus en plus fréquentes, provoquent une usure accélérée des équipements, en particulier dans les circuits secondaires. Les turbo pompes, les alternateurs ou encore les tuyauteries subissent davantage de cycles thermiques et mécaniques. Les efforts de suivi de charge génèrent également une augmentation des transitoires délicats à piloter, entraînant un besoin de maintenance renforcé et une hausse prévisible des dépenses d’exploitation. Selon les estimations présentées parDegest, le surcoût de maintenance lié à la modulation atteindrait 280 millions d’euros par an. Par ailleurs, alors qu’EDF prévoit de prolonger la durée de vie de ses réacteurs de 40 à 60 ans, les travaux de prospective indiquent que certains pourraient rencontrer des limites avant d’atteindre cet objectif. Les niveaux de modulation observés depuis 2024 sollicitent fortement les installations, au point que plusieurs tranches - notamment celles de 900 MW - apparaissent particulièrement exposées à un risque d’usure prématurée susceptible d’écourter leur durée de fonctionnement. L’augmentation des phases de modulation vient également désorganiser les plannings de maintenance habituellement établis.
Autres impacts de la modulation : elle pèse aussi fortement sur l’organisation du travail. Les variations de puissance, désormais plus fréquentes et concentrées en pleine journée, perturbent les activités prévues et dégradent la sérénité en salle de commande. Elles compliquent également le maintien d’un haut niveau de compétences, faute de situations de pilotage stables. Sur le plan économique, selon l’étude « 360 degrés » menée par la DPNT, les volumes de modulation devraient continuer à augmenter dans les prochaines années, pour dépasser 80 TWh si le rythme actuel de développement des énergies renouvelables se poursuit. Dans ce scénario, le manque à gagner lié à la modulation pourrait atteindre 2,4 milliards d’euros par an pour le parc nucléaire.
Le Grand Carénage : un vaste chantier industriel qui met l’organisation d’EDF à l’épreuve
Le prolongement du parc nucléaire s’appuie sur le programme Grand Carénage, destiné à permettre aux centrales d’atteindre 60 ans de fonctionnement, voire davantage. Ce chantier colossal représente déjà près de 67,8 milliards d’euros d’investissements sur la période 2014‑2028, auxquels s’ajouteront 30 milliards d’euros supplémentaires jusqu’en 2035. Depuis 2014, les dépenses de maintenance ont été portées à 4 milliards d’euros par an, et devraient encore progresser pour atteindre 6,3 milliards en 2030. Au cœur du programme, les arrêts de tranche deviennent de plus en plus difficiles à maîtriser : leurs durées normatives ont fortement augmenté en vingt ans, et les écarts avec les durées réelles persistent malgré le plan Start 2025. Si ce dernier a permis de réduire les indisponibilités, il s’appuie aussi sur une intensification notable de la charge de travail, avec des semaines pouvant atteindre 70 à 90 heures pour certaines équipes. Ce contexte révèle les limites d’une organisation déjà sous pression, contrainte par des objectifs ambitieux de disponibilité et une réglementation de plus en plus dense. Malgré tout, l’ensemble des analyses converge : prolonger la durée de vie du parc reste bien plus rentable que la construction de nouvelles tranches.
Deuxième pilier de la production d’électricité en France, l’hydroélectricité constitue aussi un élément clé de la flexibilité du système. Ses 431 centrales et 622 barrages assurent environ 10 à 12 % de la production nationale en année normale. Les STEP, capables de redémarrer en moins de dix minutes, jouent un rôle stratégique dans l’équilibrage du réseau, notamment lorsque la production solaire ou éolienne fluctue brusquement. Le rapport Degest révèle cependant que ce patrimoine, dont la moyenne d’âge atteint près de 80 ans, subit une dégradation accélérée. Les cycles d’arrêt démarrage, parfois multipliés par trois depuis les années 2000, provoquent une fatigue mécanique importante sur les vannes, les alternateurs, les turbines et les transformateurs. Certaines STEP dépassent largement les niveaux de sollicitation pour lesquels elles ont été conçues, ce qui entraîne une hausse des coûts de maintenance pouvant atteindre près de 4 millions d’euros par an pour Grand’Maison. Les effets du changement climatique aggravent ces tensions. La baisse des débits fluviaux, la variabilité des précipitations, la fréquence accrue des sécheresses et les besoins croissants d’autres usages de l’eau limitent la disponibilité hydraulique. Selon les projections, la production hydraulique pourrait diminuer de 10 TWh par an à l’horizon 2050, modifiant profondément le rôle du parc dans l’équilibre du système.
À ces défis techniques et climatiques s’ajoute désormais un changement réglementaire majeur. Le 5 février 2026, l’Assemblée nationale a adopté la loi qui remplace le régime de concession des barrages par un régime d’autorisation de 70 ans, afin de sortir du blocage avec la Commission européenne, le parcours parlementaire se poursuit vers le Sénat. Pour répondre aux exigences de concurrence, le texte prévoit aussi la mise aux enchères de 6 GW de capacités hydroélectriques virtuelles. Cette réforme met fin à dix ans d’incertitude juridique et doit permettre à EDF Hydro de relancer ses investissements de modernisation et d’augmentation de puissance.
Malgré son déclin, le parc thermique reste indispensable pour garantir la sécurité d’approvisionnement, notamment lors des pics de consommation ou en cas d’urgence. Il représente aujourd’hui environ 5 GW de puissance installée et peut fournir jusqu’à 20 % des services système, essentiels pour stabiliser le réseau. Depuis dix ans, ce parc s’est fortement réduit et transformé. Entre 2010 et 2022, il est passé de 35 à 19 tranches, et sa capacité totale a été divisée par deux, passant de 10 à 5 GW. Les centrales fioul et charbon ont quasiment disparu : le fioul est passé de 10,5 GW à 2,9 GW, et le charbon de 7,9 GW à 1,8 GW, laissant un parc principalement composé de gaz et de turbine à combustion (TAC). Les centrales restantes sont de plus en plus sollicitées. Les cycles combinés gaz (CCG), notamment, ont vu leurs heures de fonctionnement augmenter, avec davantage de démarrages, ce qui accélère l’usure et renchérit la maintenance. Le rapport souligne que le coût de maintenance du parc thermique atteint désormais environ 200 millions d’euros par an, et pourrait même augmenter de 18 à 20 % si la fréquence des démarrages continue de progresser.
En 2024, la production thermique a chuté de 60 % par rapport à 2023 grâce à la meilleure disponibilité du parc nucléaire et à de bonnes conditions hydrauliques. Mais selon les analyses reprises par Degest, la France devra disposer de 2 à 4 GW de capacités pilotables supplémentaires d’ici 2030 pour préserver la flexibilité du système après la fermeture des dernières centrales charbon et fioul. Pour l’avenir, EDF travaille sur un thermique dit « plus propre » : biocarburants, hydrogène, captage du CO₂, hybridation avec des systèmes de stockage ou encore modernisation progressive des TAC. Ces pistes nécessitent toutefois une transformation profonde du parc existant et une vraie stratégie nationale sur le Thermique décarboné de demain.
L’expertise Degest montre que, malgré une apparente surcapacité, les moyens de production pilotables d’EDF restent sous forte pression. Nucléaire, hydraulique et thermique cumulent vieillissement, sur‑sollicitations et besoins d’investissements massifs dans un système électrique en pleine mutation. Pour garantir la sécurité d’approvisionnement et réussir la transition énergétique, il devient donc indispensable de renforcer durablement les infrastructures pilotables, leurs ressources humaines et leurs capacités industrielles.
