L’Espagne repousse la facture nucléaire

Madrid prolonge jusqu’au 8 juin 2030 les deux réacteurs d’Almaraz, première centrale nucléaire du pays. La décision réduit le recours au gaz à court terme, mais regroupe plusieurs fermetures de réacteurs dans une même fenêtre, sans régler la question du remplacement.

L’Espagne choisit le soulagement immédiat sur le marché de l’électricité, au prix d’un calendrier nucléaire plus fragile. Le gouvernement a prolongé l’autorisation d’exploitation des deux réacteurs d’Almaraz jusqu’au 8 juin 2030 (BOE). Le réacteur I devait fermer en novembre 2027, le réacteur II en octobre 2028. Le ministère de la transition écologique, le MITECO, invoque l’incertitude énergétique liée au conflit au Moyen-Orient et à la guerre en Ukraine (MITECO).

Pourquoi Almaraz fait baisser la facture du gaz

Almaraz pèse d’abord par sa taille. La centrale a produit 14 752 gigawattheures d’électricité en 2025, soit environ 7 % de la production espagnole totale et 28,5 % de sa production nucléaire (Infobae/EFE, El Periódico de la Energía). Dans un système électrique ibérique encore exposé au gaz, retirer trop tôt un tel bloc de production pilotable aurait mécaniquement augmenté la place des centrales à cycle combiné.

Le mécanisme passe par le marché de gros européen. Les producteurs proposent leur électricité heure par heure, et la dernière centrale nécessaire pour couvrir la demande fixe le prix payé à tous. Lorsque cette centrale brûle du gaz, le prix de gros intègre le coût du gaz et celui du carbone. Une production nucléaire importante repousse donc les centrales à gaz hors du marché pendant davantage d’heures, ce qui réduit le nombre de moments où elles fixent le prix.

Selon les calculs du MITECO, maintenir Almaraz en service jusqu’en 2030 réduirait la production au gaz de 7 % par rapport au plan national espagnol pour l’énergie, tout en diminuant la production renouvelable de seulement 1,4 % (MITECO, EFEverde). Le gouvernement n’a publié aucun chiffre d’économie pour les ménages. Mais l’effet recherché est clair : moins de gaz dans le mix qui fixe les prix, c’est moins d’exposition aux flambées comme celles de 2022.

L’embouteillage de 2030

La prolongation ne remet pas officiellement en cause la sortie espagnole du nucléaire. Elle la compresse. Avant cette décision, les fermetures étaient échelonnées : Almaraz I en 2027, Almaraz II en 2028, puis les autres réacteurs plus tard. Désormais, les deux unités d’Almaraz rejoignent Ascó I et Cofrentes autour de 2030, avant Vandellós II et Trillo, qui doivent suivre d’ici l’échéance de 2035 prévue pour l’ensemble du parc (Euronews, World Nuclear Association).

Au lieu de remplacer les réacteurs un par un, l’Espagne devra gérer quatre arrêts rapprochés, construire davantage de capacités de remplacement dans le même délai et organiser plusieurs démantèlements en parallèle. Enresa, l’agence chargée des déchets radioactifs, juge « insignifiants » les déchets supplémentaires liés à la prolongation (BOE). Mais quelques années d’exploitation en plus modifient aussi l’équation financière du fonds de gestion des déchets.

Le gouvernement n’a pas montré comment Enresa absorberait plusieurs fermetures concentrées dans la même fenêtre. L’exemple belge rappelle que ces arbitrages coûtent cher : la prolongation de deux réacteurs y a nécessité un accord de responsabilité de 15 milliards d’euros avec Engie et une validation européenne du soutien public (Reuters). L’Espagne n’a pas mené de négociation comparable.

Qui gagne, qui perd

Les gagnants les plus visibles sont les quelque 3 000 salariés directs et indirects de la centrale, ainsi que l’économie locale d’Estrémadure (Infobae/EFE, RTVE). Les propriétaires, Iberdrola, Endesa et Naturgy, conservent les revenus d’un actif déjà amorti, même si le MITECO affirme avoir refusé les baisses de taxes demandées par les énergéticiens (MITECO, elDiario.es). Les producteurs d’électricité au gaz, eux, perdent des heures de fonctionnement.

Pour les développeurs d’énergies renouvelables, le coût est moins direct mais réel. Si les dates de fermeture du nucléaire peuvent bouger une fois, les investisseurs peuvent anticiper qu’elles bougeront encore, ce qui rend les engagements de long terme plus difficiles (El Confidencial). Greenpeace avance un coût de 3,831 milliards d’euros pour les consommateurs d’ici 2033 ; il s’agit d’une estimation militante, pas d’une conclusion de régulateur (Público).

Le Portugal est aussi concerné, car il partage avec l’Espagne le marché de gros ibérique MIBEL. La production d’Almaraz peut donc peser sur les prix portugais. L’organisation environnementale portugaise ZERO a demandé à son gouvernement de réagir à la prolongation (Observador), mais aucune analyse publique ne chiffre pour l’instant l’effet sur les factures.

L’argument de la substitution au gaz tient jusqu’en 2030. La difficulté commence ensuite : quatre réacteurs à fermer dans un délai serré, des capacités de remplacement à installer au même moment, et un signal envoyé aux investisseurs selon lequel les échéances nucléaires restent négociables. L’Espagne a acheté du temps. Pas encore le plan qui évitera l’embouteillage.