L’Autorité de sûreté nucléaire vient d’autoriser EDF à exploiter 32 réacteurs de 900 mégawatts jusqu’à 60 ans, une décision qui sécurise le parc nucléaire français pour les vingt prochaines années.
Le 10 septembre 2026, l’ASN a publié un avis générique favorable à la poursuite de fonctionnement des réacteurs du palier 900 MW au-delà de leur cinquième visite décennale. Cette validation concerne les 32 unités de ce type exploitées par EDF, réparties sur 10 sites : Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines, Saint-Laurent, Tricastin, le Blayais et Fessenheim avant sa fermeture. Ces réacteurs, mis en service entre 1977 et 1987, représentent la moitié de la puissance installée du parc français.
Greenly rachète Watershed et s’impose comme leader européen du bilan carbone
L’enjeu dépasse la technique. Sans cette autorisation, EDF devait arrêter progressivement ces installations à partir de 2027, date à laquelle les premiers réacteurs atteindraient leurs 50 ans d’exploitation. La programmation pluriannuelle de l’énergie tablait sur leur maintien jusqu’en 2040 minimum. L’avis de l’ASN lève cette épée de Damoclès et ouvre la voie à un programme d’investissement chiffré à 50 milliards d’euros sur dix ans par l’énergéticien.
Un feu vert assorti de 67 prescriptions techniques
L’IA devient collaborateur à part entière dans les entreprises industrielles
L’autorisation n’est pas un chèque en blanc. L’ASN impose 67 prescriptions regroupées en neuf thématiques : confinement de la radioactivité, refroidissement du combustible, tenue du bâtiment réacteur, gestion des accidents graves, protection incendie, contrôle-commande, facteurs sociaux et organisationnels, pilotage de l’exploitation et prévention de la chute de charges lourdes [1]. Chaque centrale devra démontrer sa conformité lors de sa visite décennale, réacteur par réacteur.
Parmi les exigences les plus lourdes : le renforcement du radier en béton sous la cuve, la mise à niveau des systèmes de contrôle-commande numérique et l’installation de dispositifs de récupération du corium en cas de fusion du cœur. EDF estime à 1,5 milliard d’euros le coût moyen de remise à niveau par réacteur. Sur 32 unités, la facture grimpe à 48 milliards, auxquels s’ajoutent 2 milliards de travaux transverses.
Loft Orbital signe un contrat d’un milliard de dollars avec Abu Dhabi
| Domaine | Nature des travaux | Coût estimé (M€/réacteur) |
|---|---|---|
| Génie civil | Renforcement radier, enceinte de confinement | 420 |
| Contrôle-commande | Remplacement des systèmes analogiques par du numérique durci | 280 |
| Accident grave | Récupérateur de corium, systèmes d’éventage filtrés | 310 |
| Tuyauterie | Remplacement sélectif circuits primaire et secondaire | 190 |
| Instrumentation | Capteurs sismiques, surveillance réacteur | 110 |
| Protection incendie | Compartimentage, détection, extinction automatique | 90 |
| Facteurs humains | Ergonomie salle de commande, procédures accidentelles | 60 |
Source : ASN, EDF
La séquence est cadrée. EDF doit déposer un dossier spécifique pour chaque réacteur six ans avant sa cinquième visite décennale. L’ASN instruit la demande, organise une consultation publique et rend un avis individuel. Le gouvernement délivre ensuite le décret d’autorisation. Premier test : Fessenheim 1, dont la visite est prévue en 2027. Sauf que le réacteur est à l’arrêt définitif depuis 2020. Le vrai banc d’essai sera Tricastin 1, programmé pour 2028.
Le calendrier serré d’EDF face aux arrêts programmés
Entre 2027 et 2035, 18 réacteurs franchiront le cap des 50 ans. Sans prolongation, ils devraient fermer. Avec l’avis générique de l’ASN, EDF peut théoriquement tous les maintenir, à condition de boucler les travaux à temps. Or la cadence actuelle inquiète. Sur les six réacteurs en visite décennale en 2025, trois ont accusé plus de huit mois de retard : Civaux 1 (12 mois), Chooz B1 (10 mois), Cattenom 3 (9 mois). Les causes : découverte de fissures sur les circuits d’injection de sécurité, problèmes de corrosion sous contrainte, indisponibilité des équipes et des pièces de rechange.
L’énergéticien a recruté 3 200 techniciens et ingénieurs depuis début 2024 pour monter en puissance. Il mise aussi sur la standardisation des interventions et l’industrialisation des fabrications. Framatome, Westinghouse Electric France et Babcock Wanson se répartissent les lots de remplacement des générateurs de vapeur et des gros composants. Le groupe vise un rythme de six à huit visites décennales par an d’ici 2028, contre quatre actuellement.
Pourquoi cette prolongation change la donne énergétique
Une prolongation moins généreuse que celle des Américains
Aux États-Unis, la Nuclear Regulatory Commission autorise les réacteurs à fonctionner 80 ans. Sur 93 unités en service, 89 ont déjà reçu leur première extension à 60 ans et 6 ont obtenu la seconde, jusqu’à 80 ans [2]. Turkey Point 3 et 4, en Floride, exploités depuis 1972 et 1973, peuvent tourner jusqu’en 2052 et 2053. Peach Bottom 2 et 3, en Pennsylvanie, iront jusqu’en 2054. La NRC impose des analyses de vieillissement ciblées mais n’exige pas de refonte systématique des équipements de sûreté.
La différence tient au référentiel. La doctrine américaine repose sur le “subsequent license renewal” : l’exploitant démontre que les composants non remplaçables (cuve, enceinte) conservent leurs marges pour 20 ans supplémentaires. La doctrine française, plus conservatrice depuis Fukushima, impose la mise au niveau du meilleur standard international disponible lors de chaque décennale. Résultat : des travaux plus lourds, un coût par réacteur trois fois supérieur, mais une sûreté jugée supérieure.
| Critère | France (ASN) | États-Unis (NRC) |
|---|---|---|
| Durée maximale autorisée | 60 ans | 80 ans (6 réacteurs) |
| Coût moyen par réacteur | 1,5 Md€ | 0,5 Md€ |
| Prescriptions techniques | 67 (générique) + spécifiques | Analyses vieillissement ciblées |
| Délai d’instruction | 6 ans avant visite décennale | 2 ans avant expiration licence |
| Réacteurs concernés | 32 (900 MW) | 89 (première extension 60 ans) |
L’équation financière d’EDF se tend
Le programme grand carénage, qui englobe la prolongation et la maintenance lourde, pèse 100 milliards d’euros sur la période 2014-2035 selon la Cour des comptes [3]. Les 50 milliards dédiés aux 32 réacteurs de 900 MW s’ajoutent aux dépenses déjà engagées sur les paliers 1300 MW et N4. EDF, renationalisé en 2023 à un coût de 9,7 milliards pour l’État, doit aussi financer le nouveau nucléaire : six EPR2 annoncés par le président en février 2024, budget estimé à 51,7 milliards.
L’entreprise table sur les revenus de l’électricité vendue. Mais le mécanisme de l’Arenh, qui oblige EDF à céder 100 TWh par an à 42 euros le mégawattheure à ses concurrents, rogne la marge. Le gouvernement a promis sa réforme pour 2027. En attendant, l’énergéticien emprunte : sa dette nette atteignait 64,5 milliards d’euros fin 2025. Standard & Poor’s a dégradé la note de BBB+ à BBB en mars 2025, citant “le poids des investissements nucléaires et la visibilité limitée sur les prix de vente”.
Pour le secteur, la décision de l’ASN sécurise l’approvisionnement. La France produit 63 % de son électricité avec le nucléaire en 2025, contre 70 % en 2019. Les arrêts prolongés pour corrosion sous contrainte découverte fin 2021 ont fait chuter la disponibilité à 54 % en 2022, un creux historique. Le parc est remonté à 66 % en 2025. Maintenir 32 réacteurs supplémentaires jusqu’en 2040 garantit une capacité de 29 gigawatts, soit l’équivalent de la consommation de 20 millions de foyers.
Reste la question des déchets. Chaque réacteur produit annuellement 20 mètres cubes de déchets de haute activité à vie longue. Dix ans d’exploitation supplémentaire ajoutent 200 mètres cubes par unité, soit 6 400 mètres cubes pour l’ensemble du palier 900 MW. Cigéo, le projet de stockage géologique à Bure, dimensionné pour 80 000 mètres cubes, absorbe cette augmentation. Mais son démarrage, prévu initialement en 2025, glisse à 2030 au plus tôt. L’ASN a demandé à EDF de présenter un plan de gestion des combustibles usés d’ici fin 2026.
Prolongation nucléaire française : les chiffres clés
- L'ASN a validé la prolongation de 32 réacteurs de 900 MW jusqu'à 60 ans le 10 septembre 2026
- EDF doit investir 1,5 milliard d'euros par réacteur, soit 50 milliards au total
- 67 prescriptions techniques imposées : renforcement du radier, récupérateur de corium, contrôle-commande numérique
- Aux États-Unis, 6 réacteurs sont autorisés à 80 ans contre 60 ans maximum en France
- Premier test en 2028 avec Tricastin 1, dossier à déposer six ans avant la visite décennale
- La dette nette d'EDF atteint 64,5 milliards d'euros fin 2025, note dégradée à BBB
- Tricastin : les élus drômois reçus à l’Élysée pour plaider en faveur de deux EPR2 - 13 septembre 2026
- Les réacteurs français autorisés à tourner 60 ans, EDF obtient le feu vert de l’ASN - 12 septembre 2026
- L’IA devient collaborateur à part entière dans les entreprises industrielles - 11 septembre 2026