{"id":170672,"date":"2026-08-18T14:39:30","date_gmt":"2026-08-18T12:39:30","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=170672"},"modified":"2026-08-18T14:57:23","modified_gmt":"2026-08-18T12:57:23","slug":"almaraz-gaz-prix-ecretement-renouvelables-marche-capacite","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/fr\/almaraz-gaz-prix-ecretement-renouvelables-marche-capacite\/","title":{"rendered":"Prolongation d’Almaraz jusqu’en 2030 : gaz, prix, \u00e9cr\u00eatement des renouvelables et march\u00e9 de capacit\u00e9"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 18 ao\u00fbt 2026. La prolongation de la centrale nucl\u00e9aire d’Almaraz jusqu’en juin 2030 r\u00e9duit \u00e0 court terme l’exposition du syst\u00e8me \u00e9lectrique au gaz et \u00e0 ses prix. Dans le m\u00eame temps, elle accro\u00eet la pression pour int\u00e9grer une capacit\u00e9 renouvelable croissante et peut augmenter le risque d’\u00e9cr\u00eatement, tout en modifiant les hypoth\u00e8ses utilis\u00e9es pour dimensionner le futur march\u00e9 de capacit\u00e9.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - nucleaire renouvelables stockage flexibilite<\/a><\/div>\n

Une d\u00e9cision aux cons\u00e9quences mesurables<\/h2>\n

Par l’arr\u00eat\u00e9 TED\/864\/2026, le minist\u00e8re pour la Transition \u00e9cologique et le D\u00e9fi d\u00e9mographique a renouvel\u00e9 l’autorisation d’exploitation des deux unit\u00e9s de la centrale nucl\u00e9aire d’Almaraz<\/strong>, qui pourront fonctionner jusqu’au 8 juin 2030, \u00e0 la suite du rapport favorable \u00e9mis le 16 juillet par le Conseil de s\u00fbret\u00e9 nucl\u00e9aire. La nouvelle date remplace le calendrier pr\u00e9c\u00e9dent, qui fixait la fermeture d’Almaraz I au 1er novembre 2027 et celle d’Almaraz II au 31 octobre 2028. La prolongation repr\u00e9sente environ 31 mois suppl\u00e9mentaires pour la premi\u00e8re unit\u00e9 et 19 mois pour la seconde.<\/p>\n

Les deux r\u00e9acteurs totalisent 2094 MW de puissance \u00e9lectrique brute. En 2025, ils ont produit 15 369 GWh bruts, soit environ 7% de la demande d’\u00e9lectricit\u00e9 espagnole, et 14 752 GWh nets : 7649 GWh \u00e0 Almaraz I et 7103 GWh \u00e0 Almaraz II. Pour estimer la quantit\u00e9 de gaz n\u00e9cessaire pour remplacer cette production, la g\u00e9n\u00e9ration nette est la donn\u00e9e la plus appropri\u00e9e, car elle repr\u00e9sente l’\u00e9lectricit\u00e9 livr\u00e9e par la centrale.<\/p>\n

Maintenir cette production plus longtemps a des effets sur le besoin de g\u00e9n\u00e9ration au gaz, sur les prix des march\u00e9s de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong> et sur les \u00e9missions, mais aussi sur l’int\u00e9gration des renouvelables et sur les besoins de capacit\u00e9 ferme du syst\u00e8me.<\/p>\n

Combien de gaz faudrait-il pour remplacer Almaraz ?<\/h2>\n

Un sc\u00e9nario de remplacement total aide \u00e0 mesurer l’ampleur. Si les 14 752 GWh nets qu’Almaraz a produits en 2025 devaient \u00eatre g\u00e9n\u00e9r\u00e9s enti\u00e8rement par des cycles combin\u00e9s, en supposant un rendement compris entre 50% et 55%, il faudrait chaque ann\u00e9e entre 27 et 30 TWh de gaz naturel.<\/p>\n

Ce calcul doit \u00eatre compris comme un plafond th\u00e9orique de r\u00e9f\u00e9rence, et non comme une pr\u00e9vision de l’augmentation r\u00e9elle de la consommation de gaz apr\u00e8s la fermeture. Dans la pratique, cette production serait remplac\u00e9e par une combinaison de nouvelle g\u00e9n\u00e9ration d’\u00e9nergie renouvelable<\/strong>, de stockage d’\u00e9nergie<\/strong>, d’hydro\u00e9lectricit\u00e9<\/strong>, d’interconnexions<\/strong>, de gestion de la demande<\/strong> et de cycles combin\u00e9s<\/strong>.<\/p>\n

L’ampleur du sc\u00e9nario n’en est pas moins significative. En 2025, les livraisons de gaz au secteur \u00e9lectrique espagnol ont atteint 99,7 TWh. Les 27-30 TWh du sc\u00e9nario de remplacement total repr\u00e9senteraient une augmentation d’environ 27% \u00e0 30% de la consommation annuelle de gaz pour la production d’\u00e9lectricit\u00e9.<\/p>\n

En prenant comme r\u00e9f\u00e9rence un prix du gaz<\/strong> de 60 \u20ac\/MWh, l’achat de ce volume co\u00fbterait approximativement entre 1620 et 1800 millions d’euros par an. Il faudrait y ajouter le co\u00fbt des quotas d’\u00e9mission<\/strong> de CO2<\/sub><\/strong>. \u00c0 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 \u00e9vit\u00e9 5,5 millions de tonnes de CO2<\/sub>.<\/p>\n

De la consommation de gaz au prix du march\u00e9 de l’\u00e9lectricit\u00e9<\/h2>\n

L’effet d’Almaraz sur les prix ne d\u00e9pend pas uniquement du volume d’\u00e9nergie produit. En restant disponible, la centrale r\u00e9duit la demande r\u00e9siduelle que les autres technologies doivent couvrir et, \u00e0 certaines heures, limite la n\u00e9cessit\u00e9 de recourir aux cycles combin\u00e9s.<\/p>\n

La pertinence de cet effet augmente lorsque le gaz et les quotas d’\u00e9mission se n\u00e9gocient \u00e0 des prix \u00e9lev\u00e9s. Au cours de la semaine du 10 ao\u00fbt, les futures du gaz TTF pour le FrontMonth sur le march\u00e9 ICE se sont situ\u00e9s entre 58,73 \u20ac\/MWh et 61,42 \u20ac\/MWh, et les quotas d’\u00e9mission de CO2<\/sub> pour d\u00e9cembre 2026 entre 81,79 \u20ac\/t et 82,75 \u20ac\/t.<\/p>\n

Avec un prix du gaz de r\u00e9f\u00e9rence de 60 \u20ac\/MWh et un CO2<\/sub> autour de 82 \u20ac\/t, le co\u00fbt de production d’\u00e9lectricit\u00e9 d’un cycle combin\u00e9 se situe, selon son rendement, approximativement entre 139 \u20ac\/MWh et 153 \u20ac\/MWh pour le seul combustible et les \u00e9missions.<\/p>\n

La comparaison avec le march\u00e9 montre l’importance de cette structure de co\u00fbts. Au cours de la semaine du 10 ao\u00fbt, le march\u00e9 \u00e9lectrique espagnol a enregistr\u00e9 un prix moyen de 128,92 \u20ac\/MWh. Lorsque les cycles combin\u00e9s sont n\u00e9cessaires et fixent le prix marginal, les cotations du gaz et du CO2<\/sub> en viennent \u00e0 influencer directement le prix d’\u00e9quilibre \u00e0 ces heures-l\u00e0.<\/p>\n

Le maintien d’Almaraz r\u00e9duit donc l’exposition potentielle du march\u00e9 espagnol aux \u00e9pisodes de prix du gaz \u00e9lev\u00e9s. L’arr\u00eat\u00e9 de renouvellement lui-m\u00eame souligne que la prolongation contribue, \u00e0 court terme, \u00e0 mod\u00e9rer l’exposition du syst\u00e8me et des consommateurs aux pics provenant des march\u00e9s internationaux du gaz naturel.<\/p>\n

Plus de nucl\u00e9aire exige aussi plus de flexibilit\u00e9 pour int\u00e9grer les renouvelables<\/h2>\n

L’autre c\u00f4t\u00e9 de la balance appara\u00eet aux heures de forte production solaire photovolta\u00efque<\/strong> et \u00e9olienne<\/strong> et de faible demande d’\u00e9lectricit\u00e9<\/strong>. Maintenir davantage de production nucl\u00e9aire disponible r\u00e9duit la marge restante pour int\u00e9grer le reste de la production. Si le syst\u00e8me ne dispose pas de suffisamment de stockage, de capacit\u00e9 d’exportation, de r\u00e9seaux et de demande flexible, le risque d’\u00e9cr\u00eatement des sources d’\u00e9nergie non pilotables comme l’\u00e9olien et le solaire photovolta\u00efque peut augmenter.<\/p>\n

Du point de vue du march\u00e9, la difficult\u00e9 d’absorber toute la production disponible \u00e0 certaines heures accro\u00eet la pression vers des prix nuls ou n\u00e9gatifs et accentue la cannibalisation<\/strong> des prix captur\u00e9s<\/strong> des technologies renouvelables. Acc\u00e9l\u00e9rer le stockage et d\u00e9placer la consommation vers ces heures permet d’utiliser une plus grande part d’\u00e9nergie renouvelable et de r\u00e9duire cet effet.<\/p>\n

2030 concentre plus de 4000 MW de fermetures nucl\u00e9aires<\/h2>\n

La prolongation d’Almaraz ne modifie pas, pour l’instant, l’horizon 2035 pour la fermeture de l’ensemble du parc nucl\u00e9aire espagnol, mais elle concentre une partie significative du remplacement en 2030.<\/p>\n

Almaraz cesserait son exploitation en juin. Le calendrier actuel situe \u00e9galement en 2030 la fermeture d’Asc\u00f3 I, en octobre, et de Cofrentes, en novembre. Almaraz apporte 2094 MW et Asc\u00f3 I et Cofrentes disposent d’environ 1000 MW chacune, de sorte que plus de 4000 MW de capacit\u00e9 nucl\u00e9aire quitteraient le syst\u00e8me en moins de six mois.<\/p>\n

Cette concentration fait des prochaines ann\u00e9es une p\u00e9riode d\u00e9cisive. Il ne s’agit pas de remplacer chaque m\u00e9gawatt nucl\u00e9aire par un m\u00e9gawatt d’une technologie particuli\u00e8re, mais de disposer d’un syst\u00e8me capable de couvrir la demande \u00e0 chaque heure. Pour y parvenir, la croissance du solaire photovolta\u00efque et de l’\u00e9olien doit avancer de pair avec le stockage par batteries et le pompage-turbinage hydraulique, le renforcement des r\u00e9seaux, de nouvelles interconnexions et une plus grande flexibilit\u00e9 de la demande.<\/p>\n

Almaraz change le dimensionnement, pas la n\u00e9cessit\u00e9 d’un march\u00e9 de capacit\u00e9<\/h2>\n

La nouvelle date de fermeture d’Almaraz modifie l’une des hypoth\u00e8ses pertinentes pour dimensionner le futur march\u00e9 de capacit\u00e9<\/strong>. Les analyses qui justifiaient la n\u00e9cessit\u00e9 du m\u00e9canisme supposaient la sortie d’Almaraz I en 2027 et d’Almaraz II en 2028, pr\u00e9cis\u00e9ment dans une p\u00e9riode o\u00f9 des risques d’ad\u00e9quation avaient \u00e9t\u00e9 identifi\u00e9s.<\/p>\n

Maintenir environ 2 GW de capacit\u00e9 nucl\u00e9aire jusqu’en juin 2030 change ce sc\u00e9nario et peut rendre n\u00e9cessaire d’actualiser les besoins de capacit\u00e9 avant de convoquer les premi\u00e8res ench\u00e8res. L’arr\u00eat\u00e9 qui autorise la prolongation de l’exploitation d’Almaraz jusqu’en 2030 estime lui-m\u00eame 7% de g\u00e9n\u00e9ration en moins des cycles combin\u00e9s par rapport au sc\u00e9nario du PNIEC, ce qui confirme que la prolongation modifie les besoins de g\u00e9n\u00e9ration ferme durant ces ann\u00e9es.<\/p>\n

Actualiser correctement le dimensionnement du m\u00e9canisme est n\u00e9cessaire, mais cela ne doit pas retarder inutilement sa mise en \u0153uvre. Le march\u00e9 de capacit\u00e9 reste essentiel pour donner des signaux d’investissement au stockage, \u00e0 la gestion de la demande et aux autres ressources qui devront apporter fermet\u00e9 et flexibilit\u00e9 \u00e0 mesure que la sortie du nucl\u00e9aire avance. La prolongation d’Almaraz modifie les besoins de capacit\u00e9 des prochaines ann\u00e9es, mais elle ne supprime pas la n\u00e9cessit\u00e9 de pr\u00e9parer le syst\u00e8me pour le moment o\u00f9 cette capacit\u00e9 ferme ne sera plus disponible.<\/p>\n

Pr\u00e9visions \u00e0 long terme et stockage pour pr\u00e9parer le remplacement<\/h2>\n

Dans ce contexte, AleaGreen<\/strong>, la division d’AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> sp\u00e9cialis\u00e9e dans les pr\u00e9visions \u00e0 long terme<\/a>, fournit des courbes de prix des march\u00e9s de l’\u00e9nergie avec des horizons allant jusqu’\u00e0 40 ans. Ces pr\u00e9visions permettent d’analyser les sc\u00e9narios de fermeture nucl\u00e9aire, l’\u00e9volution de la capacit\u00e9 renouvelable et de stockage, la demande, les interconnexions et les prix du gaz et du CO2<\/sub>, et d’\u00e9valuer leur impact sur les prix futurs.<\/p>\n

De son c\u00f4t\u00e9, AleaStorage<\/strong>, la division sp\u00e9cialis\u00e9e dans le stockage d’\u00e9nergie<\/a>, analyse les revenus, la rentabilit\u00e9 et le dimensionnement des projets de batteries et de syst\u00e8mes hybrides. La n\u00e9cessit\u00e9 de r\u00e9duire l’\u00e9cr\u00eatement, la volatilit\u00e9 des prix et le futur march\u00e9 de capacit\u00e9 \u00e9largissent les sources potentielles de valeur du stockage et renforcent son r\u00f4le d’\u00e9l\u00e9ment de flexibilit\u00e9 pour le syst\u00e8me.<\/p>\n

Les d\u00e9cisions d’investissement qui doivent \u00eatre prises maintenant d\u00e9termineront si, en 2030, il existe suffisamment de capacit\u00e9 renouvelable int\u00e9grable, de stockage et de flexibilit\u00e9 pour faire face \u00e0 la concentration des fermetures nucl\u00e9aires sans accro\u00eetre la d\u00e9pendance au gaz.<\/p>\n

Construire le nouveau syst\u00e8me avant de retirer le pr\u00e9c\u00e9dent<\/h2>\n

La prolongation d’Almaraz ne r\u00e9sout pas \u00e0 elle seule les d\u00e9fis de la transition \u00e9nerg\u00e9tique<\/strong>. Au cours des prochaines ann\u00e9es, elle r\u00e9duit le besoin potentiel de g\u00e9n\u00e9ration au gaz et l’exposition \u00e0 sa volatilit\u00e9, mais elle exige aussi une meilleure gestion de la coexistence entre la g\u00e9n\u00e9ration nucl\u00e9aire et une capacit\u00e9 renouvelable croissante, et elle rend n\u00e9cessaire de revoir les besoins de capacit\u00e9 ferme que le march\u00e9 de capacit\u00e9 devra couvrir.<\/p>\n

Le d\u00e9fi consiste \u00e0 profiter de cette marge pour acc\u00e9l\u00e9rer les investissements d\u00e9j\u00e0 n\u00e9cessaires : solaire photovolta\u00efque, \u00e9olien, batteries et pompage-turbinage, r\u00e9seaux, interconnexions et gestion de la demande, ainsi que la mise en \u0153uvre d’un march\u00e9 de capacit\u00e9 correctement dimensionn\u00e9.<\/p>\n

La transition \u00e9nerg\u00e9tique sera plus s\u00fbre et plus comp\u00e9titive si le nouveau syst\u00e8me est pr\u00eat avant qu’une partie significative du pr\u00e9c\u00e9dent ne soit retir\u00e9e. La prolongation d’Almaraz \u00e9largit la marge pour y parvenir. Cette marge doit maintenant se transformer en investissement.<\/p>\n

Source : AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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