AleaSoft Energy Forecasting, 18 août 2026. La prolongation de la centrale nucléaire d’Almaraz jusqu’en juin 2030 réduit à court terme l’exposition du système électrique au gaz et à ses prix. Dans le même temps, elle accroît la pression pour intégrer une capacité renouvelable croissante et peut augmenter le risque d’écrêtement, tout en modifiant les hypothèses utilisées pour dimensionner le futur marché de capacité.
Une décision aux conséquences mesurables
Par l’arrêté TED/864/2026, le ministère pour la Transition écologique et le Défi démographique a renouvelé l’autorisation d’exploitation des deux unités de la centrale nucléaire d’Almaraz, qui pourront fonctionner jusqu’au 8 juin 2030, à la suite du rapport favorable émis le 16 juillet par le Conseil de sûreté nucléaire. La nouvelle date remplace le calendrier précédent, qui fixait la fermeture d’Almaraz I au 1er novembre 2027 et celle d’Almaraz II au 31 octobre 2028. La prolongation représente environ 31 mois supplémentaires pour la première unité et 19 mois pour la seconde.
Les deux réacteurs totalisent 2094 MW de puissance électrique brute. En 2025, ils ont produit 15 369 GWh bruts, soit environ 7% de la demande d’électricité espagnole, et 14 752 GWh nets : 7649 GWh à Almaraz I et 7103 GWh à Almaraz II. Pour estimer la quantité de gaz nécessaire pour remplacer cette production, la génération nette est la donnée la plus appropriée, car elle représente l’électricité livrée par la centrale.
Maintenir cette production plus longtemps a des effets sur le besoin de génération au gaz, sur les prix des marchés de l’électricité et sur les émissions, mais aussi sur l’intégration des renouvelables et sur les besoins de capacité ferme du système.
Combien de gaz faudrait-il pour remplacer Almaraz ?
Un scénario de remplacement total aide à mesurer l’ampleur. Si les 14 752 GWh nets qu’Almaraz a produits en 2025 devaient être générés entièrement par des cycles combinés, en supposant un rendement compris entre 50% et 55%, il faudrait chaque année entre 27 et 30 TWh de gaz naturel.
Ce calcul doit être compris comme un plafond théorique de référence, et non comme une prévision de l’augmentation réelle de la consommation de gaz après la fermeture. Dans la pratique, cette production serait remplacée par une combinaison de nouvelle génération d’énergie renouvelable, de stockage d’énergie, d’hydroélectricité, d’interconnexions, de gestion de la demande et de cycles combinés.
L’ampleur du scénario n’en est pas moins significative. En 2025, les livraisons de gaz au secteur électrique espagnol ont atteint 99,7 TWh. Les 27-30 TWh du scénario de remplacement total représenteraient une augmentation d’environ 27% à 30% de la consommation annuelle de gaz pour la production d’électricité.
En prenant comme référence un prix du gaz de 60 €/MWh, l’achat de ce volume coûterait approximativement entre 1620 et 1800 millions d’euros par an. Il faudrait y ajouter le coût des quotas d’émission de CO2. À titre d’ordre de grandeur, le groupe Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT) estime que les 15 369 GWh de production brute d’Almaraz en 2025 ont évité 5,5 millions de tonnes de CO2.
De la consommation de gaz au prix du marché de l’électricité
L’effet d’Almaraz sur les prix ne dépend pas uniquement du volume d’énergie produit. En restant disponible, la centrale réduit la demande résiduelle que les autres technologies doivent couvrir et, à certaines heures, limite la nécessité de recourir aux cycles combinés.
La pertinence de cet effet augmente lorsque le gaz et les quotas d’émission se négocient à des prix élevés. Au cours de la semaine du 10 août, les futures du gaz TTF pour le FrontMonth sur le marché ICE se sont situés entre 58,73 €/MWh et 61,42 €/MWh, et les quotas d’émission de CO2 pour décembre 2026 entre 81,79 €/t et 82,75 €/t.
Avec un prix du gaz de référence de 60 €/MWh et un CO2 autour de 82 €/t, le coût de production d’électricité d’un cycle combiné se situe, selon son rendement, approximativement entre 139 €/MWh et 153 €/MWh pour le seul combustible et les émissions.
La comparaison avec le marché montre l’importance de cette structure de coûts. Au cours de la semaine du 10 août, le marché électrique espagnol a enregistré un prix moyen de 128,92 €/MWh. Lorsque les cycles combinés sont nécessaires et fixent le prix marginal, les cotations du gaz et du CO2 en viennent à influencer directement le prix d’équilibre à ces heures-là.
Le maintien d’Almaraz réduit donc l’exposition potentielle du marché espagnol aux épisodes de prix du gaz élevés. L’arrêté de renouvellement lui-même souligne que la prolongation contribue, à court terme, à modérer l’exposition du système et des consommateurs aux pics provenant des marchés internationaux du gaz naturel.
Plus de nucléaire exige aussi plus de flexibilité pour intégrer les renouvelables
L’autre côté de la balance apparaît aux heures de forte production solaire photovoltaïque et éolienne et de faible demande d’électricité. Maintenir davantage de production nucléaire disponible réduit la marge restante pour intégrer le reste de la production. Si le système ne dispose pas de suffisamment de stockage, de capacité d’exportation, de réseaux et de demande flexible, le risque d’écrêtement des sources d’énergie non pilotables comme l’éolien et le solaire photovoltaïque peut augmenter.
Du point de vue du marché, la difficulté d’absorber toute la production disponible à certaines heures accroît la pression vers des prix nuls ou négatifs et accentue la cannibalisation des prix capturés des technologies renouvelables. Accélérer le stockage et déplacer la consommation vers ces heures permet d’utiliser une plus grande part d’énergie renouvelable et de réduire cet effet.
2030 concentre plus de 4000 MW de fermetures nucléaires
La prolongation d’Almaraz ne modifie pas, pour l’instant, l’horizon 2035 pour la fermeture de l’ensemble du parc nucléaire espagnol, mais elle concentre une partie significative du remplacement en 2030.
Almaraz cesserait son exploitation en juin. Le calendrier actuel situe également en 2030 la fermeture d’Ascó I, en octobre, et de Cofrentes, en novembre. Almaraz apporte 2094 MW et Ascó I et Cofrentes disposent d’environ 1000 MW chacune, de sorte que plus de 4000 MW de capacité nucléaire quitteraient le système en moins de six mois.
Cette concentration fait des prochaines années une période décisive. Il ne s’agit pas de remplacer chaque mégawatt nucléaire par un mégawatt d’une technologie particulière, mais de disposer d’un système capable de couvrir la demande à chaque heure. Pour y parvenir, la croissance du solaire photovoltaïque et de l’éolien doit avancer de pair avec le stockage par batteries et le pompage-turbinage hydraulique, le renforcement des réseaux, de nouvelles interconnexions et une plus grande flexibilité de la demande.
Almaraz change le dimensionnement, pas la nécessité d’un marché de capacité
La nouvelle date de fermeture d’Almaraz modifie l’une des hypothèses pertinentes pour dimensionner le futur marché de capacité. Les analyses qui justifiaient la nécessité du mécanisme supposaient la sortie d’Almaraz I en 2027 et d’Almaraz II en 2028, précisément dans une période où des risques d’adéquation avaient été identifiés.
Maintenir environ 2 GW de capacité nucléaire jusqu’en juin 2030 change ce scénario et peut rendre nécessaire d’actualiser les besoins de capacité avant de convoquer les premières enchères. L’arrêté qui autorise la prolongation de l’exploitation d’Almaraz jusqu’en 2030 estime lui-même 7% de génération en moins des cycles combinés par rapport au scénario du PNIEC, ce qui confirme que la prolongation modifie les besoins de génération ferme durant ces années.
Actualiser correctement le dimensionnement du mécanisme est nécessaire, mais cela ne doit pas retarder inutilement sa mise en œuvre. Le marché de capacité reste essentiel pour donner des signaux d’investissement au stockage, à la gestion de la demande et aux autres ressources qui devront apporter fermeté et flexibilité à mesure que la sortie du nucléaire avance. La prolongation d’Almaraz modifie les besoins de capacité des prochaines années, mais elle ne supprime pas la nécessité de préparer le système pour le moment où cette capacité ferme ne sera plus disponible.
Prévisions à long terme et stockage pour préparer le remplacement
Dans ce contexte, AleaGreen, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans les prévisions à long terme, fournit des courbes de prix des marchés de l’énergie avec des horizons allant jusqu’à 40 ans. Ces prévisions permettent d’analyser les scénarios de fermeture nucléaire, l’évolution de la capacité renouvelable et de stockage, la demande, les interconnexions et les prix du gaz et du CO2, et d’évaluer leur impact sur les prix futurs.
De son côté, AleaStorage, la division spécialisée dans le stockage d’énergie, analyse les revenus, la rentabilité et le dimensionnement des projets de batteries et de systèmes hybrides. La nécessité de réduire l’écrêtement, la volatilité des prix et le futur marché de capacité élargissent les sources potentielles de valeur du stockage et renforcent son rôle d’élément de flexibilité pour le système.
Les décisions d’investissement qui doivent être prises maintenant détermineront si, en 2030, il existe suffisamment de capacité renouvelable intégrable, de stockage et de flexibilité pour faire face à la concentration des fermetures nucléaires sans accroître la dépendance au gaz.
Construire le nouveau système avant de retirer le précédent
La prolongation d’Almaraz ne résout pas à elle seule les défis de la transition énergétique. Au cours des prochaines années, elle réduit le besoin potentiel de génération au gaz et l’exposition à sa volatilité, mais elle exige aussi une meilleure gestion de la coexistence entre la génération nucléaire et une capacité renouvelable croissante, et elle rend nécessaire de revoir les besoins de capacité ferme que le marché de capacité devra couvrir.
Le défi consiste à profiter de cette marge pour accélérer les investissements déjà nécessaires : solaire photovoltaïque, éolien, batteries et pompage-turbinage, réseaux, interconnexions et gestion de la demande, ainsi que la mise en œuvre d’un marché de capacité correctement dimensionné.
La transition énergétique sera plus sûre et plus compétitive si le nouveau système est prêt avant qu’une partie significative du précédent ne soit retirée. La prolongation d’Almaraz élargit la marge pour y parvenir. Cette marge doit maintenant se transformer en investissement.
Source : AleaSoft Energy Forecasting.