EDF фіксує зростання маневреності генерації у Франції: чому гнучкість дорожчає і які висновки слід зробити Україні
18.02.2026
16 лютого 2026 року група EDF повідомила про ключові результати свого звіту щодо зростання «модуляції» (тобто роботи енергоблоків нижче максимальної потужності або їх зупинів поза плановими простоями та екологічними чи регуляторними обмеженнями). Компанія провела «360-градусну» оцінку промислових, організаційних і соціальних наслідків цього тренду для власних активів. Це особливо актуально для України: в умовах війни обмеження генерації застосовують, зокрема, під час пошкоджень російським агресором енергетичної інфраструктури та мережі. Водночас і до повномасштабної війни атомну генерацію обмежували на користь значно дорожчих СЕС та ВЕС, а за часів керівництва галуззю симпатиків Ахметова – і на користь вугільних ТЕС.
Згідно з документом, EDF фіксує різке зростання «модуляції» генерації по всьому своєму парку й прямо пов’язує це зі зростанням генерації з вітру та сонця на тлі слабкого попиту.
EDF дає чітке визначення: «модуляція» – це коли реактор працює нижче максимальної потужності або зупиняється, але без урахування зупинок на перезавантаження палива, планових ремонтів, позапланових простоїв та екологічно/регуляторно обумовлених обмежень. Тобто йдеться не лише про «технічну потребу системи», а й про реакцію на економіку ринку: коли ціни падають настільки, що виробляти невигідно. EDF зазначає: виробник знижує чи зупиняє генерацію в години, коли ціна на ринку нижча за витрати, щоб уникати збитків.
EDF наголошує, що її генеруючий парк робить внесок у стабільність енергосистеми завдяки здатності до гнучкої роботи, закладеній ще на етапі проєктування, зокрема і для ядерних об’єктів (що в українських АЕС у значно вужчих межах ніж у французькому парку). Але характер цієї гнучкості суттєво змінився в останні роки.
EDF наводить короткий зріз: між 2019 і 2024 роками обсяг модуляції атомної генерації подвоївся (з 15 ТВт·год до понад 30 ТВт·год), а у 2025 році досяг 33 ТВт·год; при цьому модуляція дедалі частіше відбувається вдень і може доходити до повних зупинок реакторів.
2024 рік став переломним. Змінився внутрішньодобовий профіль: якщо раніше зниження потужності домінувало вночі, то у 2024 році сформувався другий, вищий пік з 11:00 до 17:00, тобто в години максимальної сонячної генерації.
EDF закладає подальше зростання: у сценаріях компанії загальна модуляція оцінюється на рівні 42,5 ТВт·год у 2028 році (за умов «помірного» росту споживання).
Така ситуація притаманна не лише Франції. Це типовий «парадокс надлишку»: система одночасно інвестує у нову генерацію й стикається з годинами, коли електрики «надто багато», і тоді гнучкість примусово перекладається на активи, здатні маневрувати.
Це відбувається тому, що ВДЕ ростуть швидше за попит, а ціни частіше йдуть у «мінус». Тож EDF називає головну причину: швидке розширення сонця і вітру у Франції та Європі «на тлі стагнації споживання електроенергії».
Паралельний симптом цього процесу – зростання кількості годин із нульовими/негативними цінами. Наприклад, у французькому кейсі негативні ціни у 2024 році фіксувалися 359 годин (приблизно 4% часу), і це різко більше, ніж у попередні роки.
EDF наголошує, що французький ядерний парк історично проєктувався з урахуванням маневрування, але в нових режимах «ціна гнучкості» зростає.
Але як може застосовуватися ця «гнучкість»?
Зупинка не може бути надто короткою: EDF вказує, що через вимоги керування реакторним ядром «тривалість зупинки протягом паливного циклу не може бути меншою за 24 години».
Пуски впираються у спільні ресурси майданчика: для перезапуску потрібні пар і вода (зокрема для розбавлення бору та виходу реактора на потужність), а інфраструктура багатоблочних майданчиків не була розрахована на одночасні пуски кількох реакторів; додатково це обмежується кадрово.
Є ризики зсуву ремонтних кампаній: EDF наводить приклад, коли старт перезавантаження палива довелося зрушити через недовиконання критерію «вичерпання палива», і попереджає, що такі ситуації можуть частішати.
Ці пункти добре узгоджуються з загальнішими висновками МАГАТЕ про не-базове (маневрове) використання АЕС і роботу за графіком навантаження: технічно це можливо, але вимагає дисципліни режимів, процедур і часто має економічні наслідки через зноста планування.
Відтак EDF формулює загальний висновок: підвищені вимоги до гнучкості ведуть до зростання витрат на техобслуговування для всіх типів активів (ядерних, гідро, теплових). А саме:
- Додаткові витрати на поточне обслуговування через маневровість можуть скласти плюс 10-25% до базового рівня (1,5-3,75 млн євро на рік для 57 реакторів), при базовому рівні близько 15 млн євро на рік.
- Додаткові роботи на парогенераторах: у разі, якщо модуляція призведе до одного додаткового «профілактичного очищення» парогенераторів на рік, EDF оцінює надбавку 15-20 млн євро на рік.
- Капітальні заміни чи модернізації окремих вузлів: зафіксовані деградації на частині обладнання (зокрема підігрівачах), які оцінюються у близько 136 млн євро для 17 підігрівачів, а також великі програми заміни частин турбін (зокрема як спосіб ліквідувати наслідки зносу від модуляції на певних серіях блоків).
- Потрібно також прискорення повних ревізій окремих вузлів турбіни (наприклад, раз на 6 років замість раз на 10), це EDF оцінює у 30 млн євро на рік по парку.
Крім того, EDF описує, що зі зростанням частки ВДЕ зменшується кількість синхронних машин в роботі, а отже ускладнюється керування напругою та частотою. Звіт детально пояснює роль інерції й показує, що за низького попиту й високої генерації СЕС та ВЕС система стає більш вразливою.
Відтак, як зазначає EDF, в поточному стані мережі керування напругою вимагає утримувати в роботі кілька реакторів мінімально в окремих регіонах, а у 2030-х оператор системи передачі може звертатися до EDF значно частіше, щоб тримати ці реактори в роботі «суто для напруги» – тобто вже незалежно від економіки.
Таким чином, компанія наполягає на дискусії щодо оплати синхронного парку за фактично надані послуги (напруга/інерція).
Водночас EDF показує, що переведення гнучкості на інші активи теж має ціну.
ГАЕС: звіт фіксує зростання часу роботи в режимі насосування й інтенсифікацію циклів; окремо зазначає підвищення аварійності й зростання потреби в інвестиціях. Наприклад, EDF вказує на зростання годин насосування приблизно в 1,5 раза між 2023 і 2025 роками та на зростання показників аварійності (у т.ч. у довгій динаміці з 2010 року).
Теплова генерація: EDF зазначає подвоєння зупинок та пусків парогазових блоків за той самий період. У звіті є навіть показовий приклад ціни циклування: турбіну CCG довелося замінити після 11 000 годин за проєктної тривалості 22 000 годин.
EDF прив’язує результати звіту до підготовки третьої французької багаторічної енергетичної програми (PPE3) і заявляє, що висновки звіту використовуватимуться в роботі над консолідованою оцінкою вартості електроенергетичної системи.
Ключовий меседж: щоб зменшити надлишок виробництва й управляти наслідками зростання модуляції, пріоритетом має стати прискорення електрифікації кінцевого споживання.
Звісно, в Україні проблеми трохи інші – зокрема дефіцит генерації в цілому після знищення російським агресором більшості ТЕС, але ризикова конфігурація схожа: велика низьковуглецева базова генерація + потенціал швидкого росту сонця та вітру + обмеження мереж + невизначена динаміка попиту. Тому EDF-логіка корисна як попередження: гнучкість стане дорожчою, якщо її не спроєктувати як систему.
Відтак планувати слід не кількість МВт ВДЕ, а годинний баланс і вартість циклу. Що приємно, на сьогодні процес розбудови накопичувачів вже розпочато: на поточний рік компанії, що працюють у галузі ВДЕ, офіційно заявили про наміри подвоїти потужність УЗЕ, яка станом на кінець 2025 року оцінювалася у 534 МВт встановленої потужності.
По-друге, маневреність АЕС можлива, але має межі й організаційну ціну. EDF чітко показує межі: мінімальна тривалість зупинки в паливному циклі, складність паралельних пусків (інфраструктура + персонал), ризики для графіків перезавантажень. Для України це означає: якщо ми хочемо системно «маневрувати» базовою генерацією, це не має відбуватися стихійно – потрібні регламентовані режими, оцінка зносу, ресурсів, запасів тощо.
Крім того потрібні прозорі правила й продукти на ринку допоміжних послуг (або інші механізми компенсації), інакше вартість стабільності «з’їсть» економіку генерації та інвестицій.
Відтак Україні варто одразу закладати портфель: накопичувачі, ГЕС та ГАЕС, керування попитом, маневрова теплова, міждержавні перетоки, а також розумні обмеження ВДЕ там, де мережа не витягує.
: якщо система стимулює циклування, вона має передбачати фінансування обслуговування й модернізацій, інакше це ризик для надійності.
Тобто, розвиток ВДЕ без синхронних інвестицій у мережі/диспетчеризацію/прогнозування майже гарантовано підвищує обсяги вимушених обмежень і конфліктів на ринку.
Україні потрібні власні розрахунки: сценарії післявоєнного відновлення мають порівнюватися по сумі витрат: генерація + мережі + балансування + допоміжні послуги + знос/ремонти + ризики обмежень.