II. MAÎTRISER LA TRANSITION : TECHNOLOGIES ET INFRASTRUCTURES AU SERVICE D'UN SYSTÈME ÉNERGÉTIQUE RÉSILIENT
A. PRÉSERVER LA STABILITÉ D'UN SYSTÈME PLUS VARIABLE ET PLUS DÉCENTRALISÉ
1. La robustesse des services de fourniture d'électricité, un impératif des sociétés modernes
a) Un socle essentiel au fonctionnement des activités d'intérêt vital
Dans le passé, l'interruption de l'alimentation électrique d'un quartier ou d'une ville, voire d'un pays, ne constituait guère plus qu'une nuisance qui n'avait que marginalement des conséquences sérieuses pour les populations. En effet, la plupart des services essentiels ou vitaux ne reposaient pas encore exclusivement sur l'électricité. Par exemple, le téléphone fixe fonctionnait sans alimentation électrique. Qui se souvient encore de la panne générale du 19 décembre 1978, qui a pourtant privé de courant les trois quarts du pays pendant quatre heures ?
Aujourd'hui, le réseau électrique constitue au contraire l'ossature sur laquelle repose le fonctionnement continu des activités d'intérêt vital. Son rôle dépasse largement la fourniture d'énergie : il conditionne le maintien opérationnel des infrastructures dont dépendent la sécurité, la santé, la cohésion sociale et l'activité économique du pays.
Ainsi, les établissements de santé, les structures de soins intensifs, les dispositifs d'assistance médicale d'urgence et l'ensemble des équipements médicaux requièrent une alimentation électrique stable. Les moyens de secours locaux de l'alimentation ne constituent, au mieux, qu'une solution transitoire et ne sauraient compenser, sur la durée, une défaillance prolongée du réseau électrique. La qualité et la continuité de l'alimentation électrique influent donc directement sur la sécurité des patients et la capacité des établissements à assurer leurs missions.
De même, les systèmes de transport sont aujourd'hui en grande partie électrifiés ou dépendants d'infrastructures numériques, donc de leur alimentation électrique. Une interruption de celle-ci pourrait provoquer des perturbations majeures, affectant la mobilité des personnes et l'acheminement des marchandises.
Le bon fonctionnement des réseaux de communication électronique, qu'il s'agisse de la téléphonie mobile, de l'Internet, des centres de données ou des services d'hébergement en nuage (cloud), repose lui aussi, malgré les dispositifs de secours, sur l'absence d'interruption prolongée de l'alimentation électrique. Une coupure affectant ces infrastructures compromettrait non seulement les échanges entre particuliers et entreprises, mais également la capacité des services publics numériques, des administrations, des forces de sécurité et des systèmes d'alerte à remplir leurs missions.
Enfin, la distribution de l'eau potable, le traitement des eaux usées, la chaîne du froid alimentaire, les installations industrielles stratégiques et un grand nombre d'opérations financières automatisées sont directement tributaires d'une continuité d'alimentation. Les mécanismes de secours, lorsqu'ils existent, ne couvrent que des temporalités limitées et ne permettent pas d'assurer la fiabilité d'un système dans la durée.
b) Un risque systémique illustré par les crises récentes
De fait, l'ensemble des secteurs classés d'importance vitale ainsi qu'une part croissante des services essentiels présentent désormais une dépendance structurelle à la disponibilité du réseau électrique. Cette dépendance justifie pleinement son identification comme infrastructure critique, au sens des politiques nationales de sécurité et de continuité d'activité.
Le bilan du black-out du 28 avril 2025 dans la péninsule ibérique confirme ce constat, malgré le rétablissement assez rapide du courant pour la plupart des populations concernées. Ainsi, le bilan humain s'établit à au moins sept morts en Espagne et un mort au Portugal. Sur le plan financier, la banque d'investissement RBC Capital Markets estime les dommages à l'économie des deux pays entre 2,25 et 4,5 milliards d'euros.
Mais dans certaines circonstances, les conséquences d'une indisponibilité du réseau électrique peuvent être bien plus dramatiques, comme lors du black-out survenu au Texas du 15 au 21 février 2021, lors d'une vague de froid extrême, qui a privé jusqu'à 10 millions de personnes d'électricité. En effet, le bilan officiel fait état d'au moins 246 décès liés à la crise. Les estimations des pertes économiques varient fortement mais sont, dans tous les cas, conséquentes : une estimation situe ces pertes entre 80 et 130 milliards de dollars, une autre à plus de 195 milliards.
La guerre en Ukraine fournit une autre illustration dramatique de cet état de fait. La Russie a choisi, dès le début de son invasion, de cibler en priorité l'infrastructure électrique ukrainienne et a mobilisé à cette fin des moyens militaires souvent coûteux, dans certains cas stratégiques, considérant qu'un effondrement du système électrique du pays serait un atout décisif pour atteindre ses objectifs de guerre.
Il est probable que sans le soutien de ses alliés, notamment européens, l'Ukraine aurait vu son réseau électrique être mis hors service et n'aurait de ce fait pas pu assurer la continuité des services essentiels et vitaux. Dans cette situation, le pays n'aurait probablement eu d'autre choix que de céder assez rapidement aux conditions de l'agresseur.
2. Les contraintes induites par l'intermittence de certaines énergies renouvelables
a) Un réseau historiquement structuré autour de moyens centralisés
Depuis leur émergence à la fin du XIXe siècle, les réseaux électriques se sont construits autour des moyens de production d'électricité, avant d'être progressivement interconnectés.
Comme l'a mis en lumière le premier chapitre, le développement du système électrique français a suivi ce schéma : au Sud, l'implantation de nombreux ouvrages hydrauliques a permis l'électrification précoce des territoires alpins et pyrénéens, et au Nord, le développement de l'électricité s'est structuré autour de centrales thermiques alimentées par les gisements houillers, puis les importations de combustibles fossiles. L'ensemble s'est progressivement consolidé pour donner naissance, au milieu du XXe siècle, à un réseau fortement centralisé, hiérarchisé et interconnecté à ses voisins européens.
b) La montée en puissance d'une production décentralisée et variable
Ce modèle historiquement conçu pour des moyens centralisés doit aujourd'hui composer avec l'essor rapide des énergies renouvelables décentralisées, en particulier l'éolien et le solaire photovoltaïque. Ces installations, inégalement réparties sur le territoire, sont souvent implantées dans des zones éloignées des principaux pôles de consommation. Leur puissance injectée dépend directement de conditions météorologiques variables et reste faiblement pilotable.
Figure 9. Cartographie des éoliennes projetées et en service, au 24 mai 2022
En particulier, la croissance de l'électricité d'origine photovoltaïque s'est considérablement accélérée depuis 2021, avec 3 gigawatts (GW), puis 5 GW supplémentaires installés chaque année, soit une puissance équivalente à celle de 5 réacteurs nucléaires. L'éolien terrestre se développe à un rythme plus modeste, de l'ordre d'un gigawatt par an.
Figure 10. Solaire photovoltaïque (Chiffres clés des énergies renouvelables édition 2025 - SDES)
c) La diversification des profils de consommation ne palie pas la stagnation de la demande
À ces transformations s'ajoute une évolution rapide des usages électriques, qui a aussi un impact sur le réseau électrique et son équilibre. La progression de la mobilité électrique (près de 6 % du parc automobile en septembre 2025) s'accompagne d'un déploiement massif de points de recharge publics (près de 180 000 à fin septembre 2025).
Figure 11. Évolution du parc roulant
automobile depuis 2010
(Avere France, Baromètre des
immatriculations, novembre 2025)
À cet égard, les infrastructures de recharge de dernière génération se caractérisent par une augmentation significative de la puissance appelée. Alors que les bornes en courant alternatif, principalement utilisées dans les environnements résidentiels ou tertiaires, délivrent généralement entre 7 et 22 kilowatts (kW), les bornes en courant continu les plus performantes, surtout déployées sur les axes routiers majeurs, atteignent désormais des puissances comprises entre 150 et 500 kW. Certains constructeurs proposent déjà des bornes de 600 kW, voire de l'ordre du mégawatt pour les véhicules lourds. Cette évolution technologique, permise par des convertisseurs de puissance avancés, impose bien entendu des exigences renforcées en matière de raccordement électrique, de gestion thermique et de stabilité du réseau.
Dans les secteurs résidentiel et tertiaire, la diffusion des pompes à chaleur a également un impact sur l'évolution des profils de demande électrique. En 2024, ces équipements ont produit près de 52 térawattheures (TWh) de chaleur renouvelable, assumant un rôle croissant dans la décarbonation du chauffage et de la climatisation des bâtiments. Leur déploiement, malheureusement très progressif, modifie les courbes de consommation, en particulier lors des périodes hivernales.
Lorsqu'elles remplacent des radiateurs électriques, les pompes à chaleur contribuent à réduire la pointe hivernale grâce à leur meilleur rendement énergétique. En revanche, lorsqu'elles se substituent à des chaudières à gaz ou au fioul, elles peuvent entraîner une hausse modérée de la demande électrique lors des épisodes de grand froid, en déplaçant vers le réseau électrique une charge auparavant supportée par des énergies fossiles. Une évolution similaire peut être également observée en période estivale, lorsque ces systèmes assurent le rafraîchissement des locaux, contribuant à l'accroissement de la consommation durant les vagues de chaleur.
La multiplication des centres de données, le développement des filières industrielles émergentes (batteries, électrolyse de l'hydrogène, carburants de synthèse) et l'électrification accrue de procédés industriels, trois évolutions détaillées dans la suite de ce rapport, contribuent également à modifier les profils de consommation.
Paradoxalement, en dépit de cette transformation des usages, les effets conjugués de la sobriété, en partie liée à la hausse des prix, de l'efficacité énergétique et du ralentissement de l'activité industrielle, ont conduit à une stagnation, voire à une régression, de la demande d'électricité depuis 2010, même si l'année 2024 a marqué une modeste croissance de par rapport à 2023.
Figure 12. Consommation finale
d'électricité par secteur
(SDES, Chiffres clés de
l'énergie. Édition 2025)
Combinée à la hausse de la production d'électricité, résultant à la fois de l'amélioration de la disponibilité du parc nucléaire et de la montée en puissance rapide des énergies renouvelables, la stagnation de la consommation d'électricité conduit à la multiplication des périodes de prix négatif sur le marché de l'électricité, principalement dans les périodes de forte production du solaire photovoltaïque.
d) La fonction structurante des machines synchrones dans la stabilité du réseau électrique
Ainsi que l'a expliqué, à l'occasion de son audition par les rapporteurs le 2 septembre 2025, le professeur Nouredine Hadjsaïd, figure internationalement reconnue du génie électrique, la stabilité des réseaux électriques repose historiquement sur les alternateurs synchrones en rotation des centrales hydrauliques, nucléaires ou thermiques à flamme.
En effet, ces machines tournantes non seulement assurent une production d'électricité pilotable, facilitant le maintien de l'équilibre, indispensable à tout instant sur le réseau, entre production et consommation d'électricité, mais aussi fournissent, par nature, des services systèmes essentiels au fonctionnement d'un réseau électrique : inertie mécanique amortissant les variations de fréquence, maintien de la tension par injection ou absorption de puissance réactive, puissance de court-circuit élevée, pour garantir l'efficacité des protections réseau, et capacité de « grid forming », consistant à générer une onde de tension synchronisée à la fréquence du système, qui établit la référence de fréquence et de phase nécessaire au fonctionnement coordonné des autres équipements raccordés.
e) Les limites des technologies à onduleurs au regard des services systèmes et les solutions en développement
En revanche, une éolienne ou un panneau photovoltaïque générant un courant continu, son raccordement au réseau en courant alternatif passe par l'intermédiaire d'un onduleur qui n'offre, en règle générale, aucun service contribuant à la stabilité du réseau.
Le remplacement progressif des centrales classiques, équipées de machines tournantes fournissant une inertie naturelle au système, par des installations éoliennes ou photovoltaïques entraîne mécaniquement une diminution de l'inertie du réseau. Ceci réduit la capacité du système électrique à absorber les variations rapides de fréquence et fragilise, plus largement, l'ensemble des mécanismes contribuant à la stabilité du réseau, précédemment décrits.
Plusieurs solutions aujourd'hui déployées visent justement à pallier l'absence d'énergie cinétique stockée dans les machines tournantes classiques. Les onduleurs de nouvelle génération peuvent fournir un réglage rapide de fréquence, par l'intermédiaire de fonctions dites « fast frequency response », et reproduire partiellement le comportement inertiel des machines tournantes par des algorithmes d'inertie synthétique reposant sur des mesures très rapides de la fréquence sur le réseau. Ces mécanismes, qui permettent d'ajuster quasi instantanément la puissance injectée, compensent en partie l'absence d'inertie réelle en générant des variations actives dès les premières centaines de millisecondes suivant un déséquilibre.
Toutefois, ces solutions présentent des limites structurelles. D'une part, la réponse inertielle synthétique est contrainte par les réserves d'énergie disponibles dans les convertisseurs et ne peut donc pas se substituer entièrement à l'inertie mécanique. D'autre part, la stabilité transitoire d'un système dominé par les onduleurs dépend fortement de la synchronisation entre unités et des délais de traitement de l'information recueillie en temps réel sur le réseau.
Parallèlement, les systèmes de stockage électrochimique de grande puissance, notamment les batteries lithium-ion à forte capacité de réponse, peuvent fournir une contribution déterminante à la stabilisation de la fréquence. Leur temps de réaction très court permet d'amortir les déséquilibres dans les premiers instants qui suivent un incident, période critique durant laquelle l'absence d'inertie mécanique se fait le plus sentir. Leur contribution, bien que limitée en durée, renforce les marges de sécurité du réseau dans les situations de forte variabilité.
Les volants d'inertie sont une autre technologie capable de restituer instantanément de l'énergie cinétique au réseau. Ils se comportent comme de véritables machines tournantes, capables de soutenir la fréquence dès les premières millisecondes d'un écart. Leur intégration dans les systèmes électriques à forte proportion d'énergies renouvelables permet de restaurer une forme d'inertie physique, particulièrement utile dans les régions où les machines synchrones se raréfient.
Malgré les progrès considérables accomplis par ces différentes solutions, lorsque la pénétration instantanée des énergies éolienne et solaire dépasse un seuil estimé par les spécialistes entre 60 % et 80 %, ces approches ne suffisent plus à conserver les marges de stabilité requises pour éviter un black-out. Une solution complémentaire réside dans l'utilisation de compensateurs synchrones, dispositifs électromécaniques constitués de machines tournantes dépourvues de turbine motrice, capables d'injecter ou d'absorber une puissance réactive significative, mais surtout de reproduire l'ensemble des services dynamiques associés aux générateurs synchrones traditionnels. Leur inertie réelle permet d'amortir immédiatement les écarts de fréquence, tandis que leur contribution au couple électromagnétique renforce la stabilité angulaire et améliore la tenue de tension, notamment lors des défauts de court-circuit. Ces machines, équipées si nécessaire de volants d'inertie additionnels, fournissent ainsi une puissance inertielle inconditionnelle, indépendante des variations de charge ou de disponibilité d'énergie primaire, ce qui procure un avantage déterminant dans les réseaux à forte part d'énergies renouvelables.
Le déploiement de compensateurs synchrones en Australie-Méridionale, État où la part instantanée d'énergies renouvelables dépasse fréquemment 80 %, illustre leur efficacité pour restaurer des marges de stabilité suffisantes et éviter des incidents de grande ampleur. Cependant, la généralisation à grande échelle de ces équipements en Europe soulève encore des questions relatives aux coûts d'investissement et à leur localisation optimale dans les réseaux.
D'autres solutions sont en développement, notamment les onduleurs « grid forming », les convertisseurs à inertie virtuelle avancée ou les systèmes hybrides intégrant volants cinétiques, supercondensateurs ou batteries à haute puissance, mais ces technologies nécessitent encore des travaux de recherche et un passage à l'échelle industrielle.
Un exemple concret de système hybride en exploitation a été fourni, lors de son audition du 22 septembre 2025, par Christophe Goasguen, président de la startup française IMEON-ENERGY, qui propose des onduleurs solaires hybrides intelligents permettant de coupler des panneaux photovoltaïques à des batteries et de limiter ainsi l'impact de ces installations sur le réseau.
En l'état des technologies actuellement mises en oeuvre, le professeur Nouredine Hadjsaïda a identifié plusieurs difficultés susceptibles de résulter de la substitution des centrales classiques à machines tournantes par des énergies intermittentes.
f) La reconfiguration des flux et ses conséquences sur les réseaux
La première concerne la modification des flux au sein du réseau électrique. En effet, dans le modèle historique, les flux partent des centrales électriques, connectées au réseau de transport, et vont vers les consommateurs, connectés au réseau de distribution.
Au contraire, en France, à la fin de l'année 2022, 90 % des énergies intermittentes étaient directement connectées au réseau de distribution44(*), seules les plus grandes installations, d'une puissance supérieure à 12 MW pour le solaire et 16 MW pour l'éolien, étant susceptibles d'être connectées au réseau de transport.
Cette situation induit une transformation des flux électriques, caractérisée par une inversion ou une dispersion des directions de transit, susceptible de conduire à des surtensions locales ou des défaillances.
g) Les risques associés à la variabilité de la production
Une deuxième difficulté induite par la part croissante d'éolien et de solaire photovoltaïque concerne la forte variabilité de leur production. Par exemple, lors du passage de nuages au-dessus d'un module photovoltaïque, sa production peut baisser de 60 % en quelques secondes45(*). Cette variabilité n'est pas toujours prévisible de façon fiable et elle induit un déséquilibre entre production et consommation d'électricité qui doit être rapidement compensé.
Elle peut d'ailleurs être aggravée par les dynamiques du marché de l'électricité. Ainsi, lors d'un colloque organisé par France Renouvelables, le président du directoire de RTE, Xavier Piechaczyk, a souligné qu'« à 13 h le 1?? avril 2025, le système est entré en zone de prix négatifs et, en quelques minutes, la production a chuté de 9 gigawatts », soit l'équivalent d'environ neuf réacteurs nucléaires. Une telle diminution instantanée de la puissance injectée exerce une contrainte sur la fréquence du réseau, qui doit être maintenue à proximité de 50 Hz, afin d'éviter un déséquilibre majeur susceptible de conduire à un black-out.
Cette situation révèle un déficit important de visibilité sur la production des énergies renouvelables. Les exploitants d'installations de puissance supérieure à un mégawatt sont tenus de transmettre leurs courbes de programmation, mais cette obligation est très peu respectée : selon le président du directoire de RTE, seuls 5 % des producteurs s'y conforment.
h) Les effets locaux liés à la maximisation des injections renouvelables
Par ailleurs, l'injection d'une puissance renouvelable importante au sein d'un même segment du réseau de distribution peut induire des effets significatifs sur le fonctionnement local du système électrique. Lorsque plusieurs installations photovoltaïques ou éoliennes produisent simultanément à un niveau élevé, il peut en résulter une hausse de tension excédant les plages opérationnelles usuelles, en raison du caractère décentralisé et peu pilotable de ces moyens de production. Cette hausse de tension est principalement liée à un excès d'injection par rapport à la consommation locale, un phénomène particulièrement marqué dans les zones rurales, caractérisées par une faible densité de charge.
Parallèlement, l'augmentation des flux locaux peut conduire à une surcharge de certains composants du réseau : transformateurs, lignes du réseau électrique de moyenne tension, dites HTA, ou postes de distribution, dont le dimensionnement initial n'intégrait pas nécessairement des injections soutenues en sens inverse du flux historique. De telles situations peuvent provoquer un échauffement accru des équipements, accélérer leur vieillissement et, dans les cas extrêmes, conduire à des déclenchements automatiques destinés à préserver l'intégrité des infrastructures.
i) La nécessité d'une approche progressive et d'un approfondissement des recherches
Comme l'a souligné le professeur Nouredine Hadjsaïd, les problèmes que la recherche scientifique et l'innovation doivent encore résoudre pour garantir une bonne intégration des énergies renouvelables intermittentes aux réseaux électriques sont multiples : la forte variabilité de la production, les surcharges locales, la perte d'inertie, les coûts des technologies, etc.
Plusieurs pistes sont envisageables pour limiter les risques : par exemple, intégrer progressivement, par paliers, les énergies renouvelables intermittentes, améliorer les modèles de prévision, notamment pour réduire leur marge d'erreur, et développer fortement le stockage d'énergie, devenu indispensable.
3. L'impact de la modulation sur le parc électronucléaire
a) Le cas général d'un fonctionnement « en base »
Dans un système électrique, la production « en base » désigne l'exploitation d'unités de production à puissance quasi constante, afin de répondre à la demande de fond du système électrique, dite « charge de base » (en anglais, base load), sur laquelle se superposent les variations liées à la consommation horaire, saisonnière ou météorologique, dite « charge de pointe » (en anglais, peak load).
Figure 13. « Charge de base » (en
vert) et « charge de pointe » (en
orange)
(source :
https://energie-developpement.blogspot.com/2016/12/baseload-mythe-realite-defiinition.html)
Sur le plan économique, les centrales nucléaires appartiennent à la catégorie des unités à coûts fixes élevés et à coûts variables très faibles. Leur rentabilité repose sur une utilisation maximale de la capacité installée, correspondant à un fonctionnement aussi continu que possible.
Cette logique explique que, dans de nombreux pays exploitant des centrales nucléaires, par exemple les États-Unis, la Russie, la Chine, le Canada et le Japon, celles-ci fonctionnent, pour l'essentiel, « en base », avec parfois des disparités régionales.
Dans ces pays, la part du nucléaire dans la production nationale d'électricité reste inférieure à 30 %. Cette proportion permet de répondre aux variations journalières ou saisonnières de la demande par d'autres moyens de production d'électricité, facilement pilotables et à démarrage rapide, tels que l'hydroélectricité, dans les pays disposant de fortes capacités de retenue, comme le Canada ou la Suède, ou les centrales à gaz, voire au charbon, dont le coût d'exploitation est principalement lié non à celui de leur construction initiale, mais au combustible brûlé. Dans un tel contexte, la production nucléaire peut être optimisée pour fournir une puissance stable.
Ce mode d'exploitation « en base » présente plusieurs avantages notables.
(1) Un coût de production optimisé
Le principal avantage, mentionné précédemment, concerne la maximisation de la production annuelle d'électricité. Le fonctionnement prolongé du réacteur en régime nominal ou quasi nominal entre deux arrêts pour maintenance ou pour rechargement se traduit, sur une période donnée, par un meilleur amortissement des coûts fixes, qui constituent la majeure partie du coût complet d'un réacteur nucléaire, alors que son coût marginal de production (combustible, opérations courantes, maintenance) est très faible, voire peut être, dans certaines situations, considéré comme négatif46(*). Chaque heure supplémentaire de fonctionnement proche de la puissance nominale réduit donc mécaniquement le coût moyen du mégawattheure produit.
(2) Une exploitation simplifiée
L'exploitation « en base » réduit fortement le nombre de manoeuvres et d'actions dynamiques que doivent effectuer les opérateurs en salle de commande. Dans un régime proche de la puissance nominale, les paramètres du réacteur : température du circuit primaire, concentration de bore, position des grappes de commande, etc. restent relativement stables et prévisibles, ce qui limite les ajustements en temps réel. Dans ces conditions, les équipes d'exploitation peuvent consacrer toute l'attention nécessaire à la surveillance continue de la sûreté, au lieu de se focaliser sur la gestion des phases transitoires.
(3) Des contraintes réduites sur les matériaux
Par ailleurs, l'exploitation « en base » stabilise les conditions thermiques et neutroniques dans le coeur du réacteur, réduisant les contraintes exercées sur les matériaux du combustible, des structures internes et des circuits.
À ceci s'ajoute le fait que la chaîne thermo-hydraulique : échangeurs, générateurs de vapeur et turbine, est optimisée pour un régime stationnaire. Des transitoires fréquents engendrent nécessairement des contraintes supplémentaires sur les structures métalliques et les circuits, a fortiori dans des réacteurs de forte puissance.
(4) Une gestion des combustibles facilitée
L'absence de variation de puissance simplifie notablement la gestion du combustible, en garantissant une consommation plus homogène et plus prévisible des matières nucléaires présentes dans les assemblages au fil du cycle. Le fonctionnement à puissance quasi constante stabilise en effet les conditions neutroniques du coeur, ce qui facilite la maîtrise du taux de combustion (burnup), des profils axial et radial de puissance, ainsi que de l'évolution de la réactivité. Cette stabilité améliore la performance globale du combustible, augmente les marges de sûreté, facilite les calculs de physique du réacteur et simplifie la planification pluriannuelle des cycles.
b) La singularité française d'un parc conçu pour moduler
Comme l'explique le chapitre premier, la France a pris, avant même le premier choc pétrolier de 1973, la décision d'engager un développement à grande échelle de l'énergie nucléaire. Ce modèle, souvent caricaturé à l'époque comme celui du « tout-nucléaire », repose sur un objectif clair : accroître l'indépendance énergétique du pays tout en assurant un coût de production de l'électricité stable et compétitif.
À l'époque, les enjeux climatiques n'étaient pas encore pris en compte dans les choix énergétiques. Néanmoins cette orientation s'est par la suite avérée particulièrement judicieuse puisque le mix électrique français est l'un des moins émetteurs de gaz à effet de serre en Europe.
Mais la part majeure accordée à l'énergie nucléaire dans le mix électrique a très tôt posé une question délicate d'équilibre : comment ajuster la production des réacteurs nucléaires à une demande d'électricité variable selon les heures, les jours et les saisons ?
En effet, le développement du parc hydraulique atteignait ses limites physiques, la plupart des grands sites exploitables ayant déjà été équipés au cours des décennies précédentes. Parallèlement, les centrales au charbon et au fioul étaient destinées à jouer un rôle de plus en plus limité, compte tenu notamment des perspectives de montée en puissance rapide du parc nucléaire à partir de la fin des années 1970. Dès lors que leur part dans le mix électrique serait significativement réduite, ces moyens hydrauliques et thermiques ne pourraient plus, à eux seuls, assurer l'adaptation en temps réel de la production électrique à la demande.
Ce constat a conduit EDF et Framatome à concevoir, puis à intégrer progressivement, plusieurs innovations technologiques et modalités d'exploitation destinées à permettre aux réacteurs nucléaires d'ajuster leur puissance de manière contrôlée, tout en respectant les exigences de sûreté. Ces évolutions ont notamment concerné les modalités de pilotage du coeur, la conception du combustible et l'amélioration des systèmes de contrôle-commande, afin de doter le parc français d'une capacité de modulation adaptée aux fluctuations du réseau électrique national.
(1) L'introduction du DMA et des « grappes grises »
La principale innovation permettant la modulation a été la mise en place du Dispositif pour une Manoeuvrabilité Accrue (DMA), dont la principale composante est un système de commande à grappes de contrôle dites « grises » 47(*).
Le principe est le suivant : alors que les barres de commande traditionnelles, constituées de matériaux avec une haute section efficace d'absorption de neutrons, provoquent des variations rapides du flux neutronique lorsqu'elles sont déplacées, les grappes constituées de matériaux à absorption moyenne, appelées « grappes grises » (par opposition aux précédentes, appelées « grappes noires »), permettent un ajustement progressif et stable de la réactivité dans le coeur.
Ce dispositif rend possible une variation de puissance de l'ordre de 5 % de la puissance nominale par minute, sur une plage comprise entre 60 % et 100 % de charge, sans déséquilibre neutronique significatif ni altération du profil axial de puissance.
Étudié dès la fin des années 1970, ce mécanisme est aujourd'hui encore le principal levier de modulation dans les réacteurs français.
(2) La combinaison du pilotage mécanique et chimique de la réactivité
Pour moduler la puissance tout en maintenant la stabilité du coeur, EDF exploite un système de double pilotage de la réactivité : un pilotage mécanique assuré par le mouvement coordonné des grappes de commande et un pilotage chimique reposant sur la variation de la concentration en bore dissous dans le circuit primaire, qui agit comme un absorbant neutronique global.
Cette combinaison permet de répartir les ajustements de puissance entre ces deux leviers, les barres étant utilisées pour les variations rapides et le bore pour les évolutions plus lentes. La concentration en bore est ajustée par le système de contrôle chimique et volumétrique (CVCS), utilisé dans les stratégies de suivi de charge.
(3) Le renforcement de la résilience du coeur et des circuits face aux sollicitations induites par le suivi de charge
La pratique de la modulation impose au coeur et au circuit primaire la répétition de cycles thermiques et neutroniques plus fréquents que ceux d'une exploitation stabilisée.
Pour limiter l'impact de la modulation sur la tenue mécanique des composants et garantir la robustesse d'ensemble du système, plusieurs adaptations de conception ont été mises en oeuvre : les assemblages de combustible ont été repensés afin d'assurer une répartition plus homogène du flux neutronique ; les gaines de combustible, fabriquées en alliages de zirconium, ont vu leurs propriétés renforcées pour mieux résister aux gradients thermiques et aux sollicitations neutroniques accrues48(*) 49(*) ; la géométrie du coeur et les schémas de rechargement ont été adaptés afin de maintenir une réactivité uniforme, malgré les variations de charge50(*) ; enfin, le circuit secondaire est conçu pour conserver un rendement acceptable même à charge partielle, grâce à l'optimisation des échangeurs de chaleur et la régulation fine du débit de vapeur.
(4) Une surveillance renforcée en fonctionnement
Néanmoins, la modulation entraîne nécessairement des variations de la température du circuit primaire susceptibles de contribuer au vieillissement de certains composants. Ces effets sont toutefois anticipés dès les études de conception. Elles fixent, pour chaque type de transitoire thermique et pour chaque amplitude, un nombre maximal admissible. Durant l'exploitation, l'ensemble des transitoires thermiques auxquels les équipements sont soumis sont répertoriés et des contrôles périodiques sont programmés pour vérifier l'état des matériaux et des soudures au regard de ces limites.
Tant que le nombre cumulé de transitoires demeure inférieur aux valeurs prévues, les effets sur les composants sont considérés comme non significatifs. À l'approche d'une limite, des inspections ciblées sont déclenchées et un remplacement du composant ou la réalisation d'une nouvelle soudure peuvent devenir nécessaires. En pratique, le nombre de transitoires effectivement réalisés sur les réacteurs du parc demeure très largement en-deçà des bornes définies, ce qui est associé à un risque d'usure prématurée très limité. Si certains matériels peuvent présenter des signes de vieillissement accéléré, comme les mécanismes de commande de grappes, d'autres paramètres évoluent favorablement ; par exemple, la fluence neutronique reçue par la cuve, seul composant d'un réacteur impossible à remplacer, tend à diminuer avec la modulation, ce qui contribue à en allonger la durée de vie.
(5) L'évolution du contrôle-commande : un levier déterminant
La réussite de la modulation nucléaire repose également sur l'évolution du système de contrôle-commande, véritable « système nerveux » des centrales nucléaires. L'automatisation d'une partie des tâches liées à la modulation permet de limiter les interventions des équipes d'exploitation, qui peuvent ainsi assurer un suivi rigoureux des paramètres de sûreté.
Au « fil des paliers » successifs, EDF a progressivement informatisé les systèmes de protection et de conduite, en introduisant notamment un système de protection intégré numérique (SPIN) sur les tranches de 1 300 et 1 450 MW, chargé de calculer en temps réel des grandeurs comme la puissance linéique et les marges vis-à-vis de la crise d'ébullition, et d'assurer les fonctions de protection et de surveillance du coeur.
Parallèlement, les algorithmes de conduite automatique permettent de suivre un plan de charge imposé par le gestionnaire de réseau : la tranche fonctionne par paliers de puissance autour desquels des signaux de réglage fin modifient en continu le point de fonctionnement, de façon coordonnée avec les mouvements de grappes de commande et l'ajustement de la concentration en bore dans le circuit primaire.51(*)
Ces systèmes assurent la régulation du flux neutronique, de la température moyenne du circuit primaire et de la pression du pressuriseur, et permettent aux réacteurs de contribuer automatiquement au réglage primaire de fréquence, via de petites variations de puissance destinées à stabiliser la fréquence du réseau. Les lois de commande sont conçues pour respecter des rampes de puissance et des gradients thermiques compatibles avec les contraintes des matériaux, de façon à limiter l'ampleur des transitoires thermiques dans le coeur et la chaîne thermodynamique.52(*)
L'ensemble de ces dispositifs, fruit de plusieurs décennies de développement et de retour d'expérience, est aujourd'hui intégré dans les logiciels de conduite et constitue un savoir-faire spécifique d'EDF en matière d'exploitation flexible d'un parc électronucléaire à grande échelle.
(6) Une capacité de modulation éprouvée et intégrée dans la conduite habituelle du parc nucléaire français
Les campagnes d'essais conduites au début des années 1980 ont permis de valider, dans des conditions industrielles, la faisabilité du suivi de charge quotidien par les réacteurs du parc national.
Ces expérimentations ont notamment montré que des variations régulières de puissance pouvaient être réalisées sans incidence notable sur le comportement du combustible, ni altération des marges de sûreté, dès lors que les opérations de pilotage respectaient les limites de gradients thermiques et les procédures établies. Elles ont également permis d'affiner les lois de commande, d'ajuster les stratégies de gestion du combustible et de consolider les règles d'exploitation applicables en situation de modulation.
La réussite de ces essais a permis à EDF d'obtenir dès 1983 l'agrément du Service central de sûreté des installations nucléaires (SCSIN), autorité de sûreté nucléaire de l'époque, sur la mise en oeuvre du suivi de charge en exploitation.
(7) Une innovation regardée avec perplexité à l'étranger, puis adoptée
Tant que ce mode d'exploitation est resté une particularité française, il n'a pas manqué d'être regardé avec une certaine perplexité à l'étranger. En 2003, les députés Christian Bataille et Claude Birraux témoignaient dans un rapport de l'Office53(*), après avoir interrogé des spécialistes du nucléaire en « Finlande, Suède, Allemagne et États-Unis », qu'aucun d'entre eux « n'a émis le moindre doute sur le fait que les variations de réactivité, de température et de pression entraînées par le suivi de charge ne peuvent qu'accélérer le vieillissement des composants d'une centrale », alors que leurs homologues français avaient « tous tendance, à des degrés divers toutefois, à considérer que son impact sur le vieillissement est faible ».
Pourtant, quelques années plus tard, malgré cet inconvénient, les trois premiers pays décidaient de mettre en oeuvre eux-mêmes, à des degrés divers, la modulation au sein de leur parc nucléaire54(*).
Depuis le début du XXIe siècle, le recours à la modulation de puissance des réacteurs nucléaires s'est en effet diffusé dans de nombreux pays, sous l'effet conjugué de l'amélioration de la conception des réacteurs les plus récents, mieux adaptés à ce mode d'exploitation, et de l'augmentation des exigences des opérateurs de réseaux, liées au maintien de l'équilibre des réseaux électriques. En particulier, cette pratique est, ou a été, mise en oeuvre dans plusieurs États européens, notamment l'Allemagne, la Belgique, la Finlande, la Hongrie et la Suisse55(*).
Elle a également fait l'objet de plusieurs rapports d'instances internationales telles que l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA)56(*) et l'Agence pour l'énergie nucléaire (AEN) de l'OCDE57(*).
Il est donc difficile de continuer à présenter la modulation comme une pratique exclusivement française, même si en raison de la composition du bouquet électrique national, EDF la met en oeuvre en France de façon plus intensive et systématique que d'autres producteurs d'électricité opérant un parc nucléaire.
Les enseignements d'un rapport sur la modulation en Allemagne
Le Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag (TAB, en français : Bureau d'évaluation des choix technologiques auprès du Bundestag allemand), équivalent allemand de l'OPECST et membre du réseau EPTA, a publié en 2017 un rapport intitulé « Capacité de suivi de charge des centrales nucléaires allemandes »58(*). Ce rapport a été commandé au TAB par le Bundestag dans le cadre du débat de 2009-2011 sur la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires allemandes. L'objectif était d'évaluer si un parc nucléaire significatif pouvait coexister avec une montée rapide des énergies renouvelables intermittentes, en particulier l'éolien et le solaire.
L'étude devait nourrir deux séminaires d'experts prévus en 2011, annulés à la suite du tsunami qui provoqua l'accident de la centrale de Fukushima Daiichi et entraîna, dans les jours suivants, la décision de la chancelière allemande Angela Merkel de réactiver le processus de sortie du nucléaire engagé sous le mandat de son prédécesseur, Gerhard Schröder.
Malgré ce contexte, le TAB considère que ses analyses restent pertinentes pour les pays combinant forte part de nucléaire et renouvelables.
Le rapport établit que les centrales nucléaires allemandes - aussi bien les réacteurs à eau pressurisée que les réacteurs à eau bouillante - disposent d'une flexibilité intrinsèque notable. En particulier, ils peuvent faire varier leur production de ±10 % par minute dans le haut de leur plage de puissance, une valeur comparable ou supérieure à celle de nombreuses centrales thermiques classiques. Toutefois, le rapport souligne également que les temps de démarrage et d'arrêt des réacteurs nucléaires constituent une limite majeure pour leur exploitation flexible et qu'une exploitation régulière à très faible puissance n'est pas pratiquée dans les centrales allemandes, pour des raisons à la fois techniques et économiques.
Le rapport du TAB modélise la place du nucléaire dans un mix électrique à haute pénétration d'énergies renouvelables à l'horizon 2030, suivant trois modes d'exploitation : modulation partielle, sans descendre sous 50 à 60 % de la puissance nominale des réacteurs ; possibilité de descendre vers 20 à 40 % de celle-ci ; enfin, possibilité de procéder à des arrêts courts et des cycles profonds pour atteindre une très forte flexibilité. Les résultats montrent que la flexibilité minimale conduit à une forte hausse des prix négatifs, alors qu'une flexibilité maximale permettrait d'intégrer davantage d'énergies renouvelables qu'un système dépourvu de nucléaire.
Le document analyse aussi l'impact de la flexibilité sur la rentabilité des centrales nucléaires, dans un marché soumis à des prix négatifs. Il conclut que les centrales nucléaires, à coût marginal faible, peuvent subir des pertes importantes lorsqu'elles ne peuvent réduire leur production en période de prix négatifs, mais que supprimer la priorité d'injection des renouvelables (maintenue par la loi allemande sur les énergies renouvelables de 2017, dite EEG 2017)59(*) rendrait l'exploitation nucléaire plus rentable, au prix d'une réduction de la production renouvelable.
Enfin, le rapport liste des thèses sur les risques potentiels associés à une exploitation très flexible, sans conclure définitivement, faute de consensus et en l'absence de retour d'expérience sur un tel niveau de modulation en Allemagne. Les points de vigilance concernent la fatigue des matériaux dans le coeur (gainage, mécanismes de grappes, embouts de crayons), l'usure des composants thermo-hydrauliques (pompes, tuyauteries, générateurs de vapeur), les contraintes sur les opérations de contrôle et sur le personnel en salle de commande, ainsi que l'incertitude sur l'évolution des marges de sûreté en cas de cycles très fréquents et répétés.
c) Les interrogations sur les conséquences à long terme d'une modulation intensifiée
Depuis plus de 40 ans, la capacité de modulation est devenue une composante courante de l'exploitation du parc électronucléaire français. Chaque jour, EDF met en oeuvre plusieurs variations de charge sur un nombre significatif de réacteurs, en réponse aux besoins exprimés par le gestionnaire du réseau.
Figure 14 - Crédit : Nicolas Mounier ( https://x.com/nmounier16/status/1655662161509621762)
EDF dispose d'une stratégie de modulation de puissance pour son parc nucléaire qui repose sur plusieurs critères : la disponibilité des tranches, les besoins du réseau (notamment les services de réserve et l'ajustement en temps réel pour RTE) et l'optimisation économique en fonction des coûts variables et des prix de marché. Si l'opérateur ne publie pas de liste précise, tranche par tranche, des unités modulantes, les documents officiels confirment qu'une grande part du parc, deux réacteurs sur trois en moyenne, est « partie prenante » de la modulation et que certains réacteurs français peuvent baisser leur puissance de 100 % à 20 % en une demi-heure jusqu'à deux fois par jour. La sélection des réacteurs modulants dépend notamment de leur état technique, de leur cycle de combustible, de la programmation d'arrêt et de l'équilibre offre-demande.
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Figure 15. Capacité de suivi de charge d'un
réacteur nucléaire (Cattenom 2, 15 août
2014)
Crédit : Nicolas Mounier (
https://x.com/nmounier16/status/1655662158783340544)
En parallèle, EDF continue à assurer un suivi attentif des conséquences éventuelles de la modulation sur les réacteurs. Dans ses communications officielles, jusqu'à une période très récente, l'entreprise a toujours affirmé ne pas avoir mis en évidence de conséquence pénalisante des variations de production sur le parc nucléaire français.
Ainsi, lors de son audition du 19 janvier 2023 par la commission d'enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d'indépendance énergétique de la France, Cédric Lewandowski, directeur exécutif du Groupe EDF chargé de la direction du parc nucléaire et thermique indiquait, au sujet des conséquences de la modulation :
« Il apparaît aujourd'hui que ces conséquences sont tout à fait mineures, car la modularité reste aujourd'hui assez peu utilisée. Aucune évolution sur le circuit primaire ne conduirait à des accélérations anticipées de vieillissement. En outre, le débat technique est plus dense sur le circuit secondaire, sujet sur lequel j'ai engagé une réflexion, car un certain nombre d'outils souffrent plus que d'autres. Nous souhaitons d'ailleurs travailler davantage ce sujet, car nous sommes convaincus que nous nous dirigeons vers de plus en plus de modularité en raison de l'augmentation progressive des énergies intermittentes et des effets liés au dérèglement climatique. Concrètement, ces éléments prospectifs nous interrogent sur le vieillissement accéléré éventuel que la modularité crée sur nos outils industriels. »
Les inquiétudes d'EDF sur la modulation concernent donc principalement ses conséquences sur le circuit secondaire, notamment en raison de son intensification, liée au surcroît de variabilité dans l'équilibre du réseau électrique résultant de la croissance rapide des moyens de production d'électricité intermittents que sont l'éolien et le solaire photovoltaïque60(*).
Dans le cadre de l'audition de l'Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR) par l'Office, le 22 mai 2025, Olivier Dubois, membre du collège de l'ASNR, rejoignait ce point de vue :
« Le parc des réacteurs français peut faire de la modulation de puissance pratiquement depuis sa création. Des spécificités techniques comme les “grappes grises” permettent des transitoires de charge rapides. Jusqu'à présent, nous n'avons pas observé d'impact sur le vieillissement des composants, mais la fréquence et l'intensité des modulations augmentent avec l'évolution des moyens de production d'électricité.
« EDF étudie les potentiels impacts de cette intensification sur le vieillissement des composants, probablement plus au niveau du circuit secondaire que du circuit primaire, où les changements de pression et température sont plus importants pendant les transitoires de charge. Nous examinons également les aspects organisationnels et humains en salle de commande, car pendant ces transitoires, les opérateurs sont mobilisés par cette tâche et ne peuvent réaliser d'autres activités. »
À l'occasion de son audition par les rapporteurs, le professeur Yves Bréchet, spécialiste des matériaux, membre de l'Académie des sciences et ancien Haut-Commissaire à l'énergie atomique, a également souligné que, si le suivi des variations de la demande n'a pas posé de problème majeur par le passé, une modulation plus intense pourrait avoir « des effets délétères », notant que « ce serait la première fois, dans tous les secteurs industriels que je connais, que le remplacement d'une sollicitation constante par une sollicitation alternée ne conduirait pas à une dégradation des matériaux. »61(*)
Il a d'ailleurs précisé son point de vue dans un article annexé au présent rapport, publié quelques jours plus tard, le 29 juin 2025, sur les « Effets de la modulation sur les centrales nucléaires », dans lequel il préconise « d'évaluer quantitativement les modulations nécessaires en fonction non seulement de la puissance renouvelable installée (aux niveaux tant français qu'européen), mais aussi du détail statistique des fluctuations induites et de la demande de stabilisation nécessaire (...) Il est imprudent de prétendre, avant que ces études n'aient été faites, que la modulation du fonctionnement des centrales soit une stratégie industriellement viable pour contrebalancer les effets de l'intermittence induite par une pénétration fortement accrue des EnRi. »
Le professeur Yves Bréchet appelle également à lire attentivement le rapport de 2024 de l'inspecteur général pour la sûreté nucléaire et la radioprotection du Groupe EDF. Dans ce rapport, l'amiral Jean Casabianca, souligne que « l'arrivée massive de nouvelles sources d'électricité renouvelables (EnR), à la fois intermittentes et prioritaires sur le réseau, a multiplié les variations de charge. Elles ne sont pas sans risque sur la sûreté du système électrique (dont le blackout) ni sans contrainte sur le fonctionnement de nos installations. À long terme, elles remettent en cause le modèle économique (...) le suivi de charge a forcément un impact sur la machine, plus fréquemment sollicitée par des cyclages profonds. L'augmentation des fortuits n'est pas flagrante mais c'est dans la durée que les effets seront appréciés (...) la priorité donnée aux EnR, dans une complémentarité unilatérale nucléaire-EnR, conduit à des variations de puissance dont il serait d'autant plus opportun de se dispenser qu'elles ne sont jamais anodines sur la sûreté, notamment la maîtrise de la réactivité, et sur la maintenabilité, la longévité et le coût d'exploitation de nos installations ».
Lors de son audition par les rapporteurs, le 2 juillet 2025, Vincent Berger, Haut-Commissaire à l'énergie atomique, a également insisté sur le problème posé par l'accroissement rapide des productions intermittentes en France et en Europe, alors même que la consommation d'électricité stagne, entraînant un risque de surproduction qui se traduit déjà par des périodes prolongées de prix négatifs, par exemple durant 29 jours, de 11 h à 17 h, en mai 2025.
Il a souligné les limites de la modulation du parc nucléaire, limites qu'il a détaillées dans une note en date du 10 juillet 2025, annexée au présent rapport. Ces limites conduisent « à estimer que le parc nucléaire peut descendre au plus bas à une puissance d'environ 20 GWe, peut-être un peu moins », ce qui conduira nécessairement à l'effacement de productions intermittentes, notamment solaire photovoltaïque.
Ainsi, l'accroissement rapide des capacités en énergies intermittentes, en particulier solaire photovoltaïque, sans accroissement en parallèle de la demande en électricité et de la flexibilité de cette demande, pourrait non seulement avoir un impact sur le parc nucléaire mais aussi conduire à des actifs échoués, les nouvelles installations n'étant plus en capacité de produire que marginalement, ce qui pourrait se traduire par des surcoûts considérables pour les contribuables.
Il n'est donc pas surprenant que dans un courrier adressé le 13 novembre 2025 au premier président de la Cour des comptes, le président directeur général d'EDF, Bernard Fontana, exprime une « préoccupation grandissante s'agissant des impacts d'un recours accru à la modulation de la production du parc en exploitation pour assurer l'équilibre offre/demande du système électrique ». Dans le même courrier, M. Fontana annonce la publication, dans les semaines suivant celle du présent rapport, d'une étude sur les impacts de la modulation sur le parc nucléaire, sur les plans techniques, organisationnels et économiques.
* 44 Intercommunalités de France - Enedis, Raccordement des énergies renouvelables électriques : guide pratique à destination des intercommunalités, 2024.
* 45 Kankiewicz, et al., Observed Impacts of Transient Clouds on Utility Scale PV Fields, American Solar Energy Society, 2010.
* 46 Dans un document de l'agence britannique National Energy System Operator, intitulé Response Energy Payment Analysis, le coût marginal de production est considéré comme fortement négatif lorsque l'on prend en compte les coûts très élevés des arrêts et redémarrages de tranche.
* 47 J.P.
Millot et Y. Wilmart, NUCLEX 78, Implementation of a PWR grey-rod control
system to meet the French network requirements, octobre 1978.
https://inis.iaea.org/records/jnzc3-6ms46
* 48 H.
Weidinger, Zr-alloys, The nuclear material for water reactor fuel. A
survey and update with focus on fuel for pressurized water reactor systems,
2008.
https://www.osti.gov/etdeweb/biblio/21064716.
* 49 B.
Gautier, J.P. Stora, « Load follow operation in EDF power plants and
fuel behaviour evaluation », IAEA-IWGFPT specialists' meeting
on power ramping and cycling behaviour of water reactor fuel. Summary
report, pp. 214-220. juin 1983.
https://inis.iaea.org/records/kxh8h-d2021
* 50 OECD,
Nuclear Energy Agency, Technical and Economic Aspects of Load-Following
with Nuclear Power Plants, OECD Publishing, 2011.
www.oecd-nea.org/ndd/reports/2011/load-following-npp.pdf.
* 51 L.
Bodini, Préconditionnement des valeurs de référence
des Réacteurs à Eau Pressurisée 900 MW, 1998.
https://pepite-depot.univ-lille.fr/LIBRE/Th_Num/1998/50376-1998-417.pdf.
* 52 S.
Feutry et A. Herzog, Électricité de France: The Contribution
of French Nuclear Fleet to the Flexibility of the Electric System,
Programme NICE Future (IEA), 2019.
www.nice-future.org/docs/nicefuturelibraries/default-document-library/france.pdf.
* 53
Christian Bataille et Claude Birraux, Rapport sur la durée de vie
des centrales nucléaires et les nouveaux types de réacteurs,
Assemblée nationale n° 832
(12ème législature) - Sénat
n° 290 (2002-2003).
https://www.vie-publique.fr/rapport/26158-rapport-sur-la-duree-de-vie-des-centrales-nucleaires-et-les-nouveaux-typ.
* 54 J.
Persson et al., Additional Costs for Loadfollowing Nuclear Power Plants
Experiences from Swedish, Finnish, German, and French nuclear power plants,
Elforsk, 2012.
https://energiforskmedia.blob.core.windows.net/media/21094/additional-costs-for-load-following-nuclear-power-plants-elforskrapport-12-71.pdf.
* 55
Sustainable Nuclear Energy Technology Platform (SNETP), Nuclear Energy
Factsheets - Load following capabilities of Nuclear Power Plants, 2020.
https://snetp.eu/wp-content/uploads/2020/05/SNETP-Factsheet-7-Load-following-capabilities-of-nuclear-power-plants.pdf
* 56 AIEA,
Non-baseload Operation in Nuclear Power Plants: Load Following and
Frequency Control Modes of Flexible Operation, avril 2018.
https://www.iaea.org/fr/node/281368.
* 57 OECD,
Nuclear Energy Agency, Technical and Economic Aspects of Load-Following
with Nuclear Power Plants, OECD Publishing, 2011.
www.oecd-nea.org/ndd/reports/2011/load-following-npp.pdf.
* 58 R. Grünwald et C. Caviezel, Lastfolgefähigkeit deutscher Kernkraftwerke, Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag, 2017.
* 59 La loi allemande sur les énergies renouvelables de 2017 (EEG 2017) maintenait une priorité d'injection de l'électricité issue d'énergies renouvelables, tempérée par la loi sur l'accélération du développement des réseaux de 2019 (NABEG 2019), voir : M. Wagenhäuser, Le statut prioritaire de l'électricité renouvelable en France et en Allemagne, OFATE, décembre 2019.
* 60 S.
Signoret, « Le nucléaire module de plus en plus sa
puissance », Techniques de l'ingénieur, mai 2024.
https://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/articles/le-nucleaire-module-de-plus-en-plus-sa-puissance-134470/
* 61 Audition du 16 juin 2025.