Almaraz couvre 7 % de la demande électrique espagnole, soit l’équivalent de 4 millions de foyers, et sa prolongation pourrait économiser 1 400 millions d’euros par an à l’industrie tout en réduisant le prix du MWh de 15 €. Son avenir cristallise le débat sur le nucléaire en Espagne.
Almaraz concentre un choix industriel, pas un simple arbitrage énergétique
Le débat sur la fermeture du parc nucléaire espagnol ne porte plus seulement sur la transition écologique. Il pose une question plus concrète : l’Espagne peut-elle retirer une capacité pilotable majeure sans dégrader ses prix, sa sécurité d’approvisionnement et sa compétitivité industrielle ? Le cas d’Almaraz cristallise ce dilemme, car la centrale ne joue pas un rôle marginal dans le système.
Selon CNAT, l’exploitant d’Almaraz, les deux unités affichent une puissance électrique nette de 1 011,30 MW pour Almaraz I et 1 005,83 MW pour Almaraz II, soit 2 017,13 MW au total. Toujours selon CNAT, la centrale a produit 15 370 GWh bruts en 2025, couvre environ 7 % de la demande électrique annuelle du pays et représente l’équivalent de la consommation de 4 millions de foyers. Ce n’est donc pas une infrastructure régionale parmi d’autres, mais un pilier du réseau espagnol. Source officielle CNAT
La donnée la plus parlante est la production ramenée à la puissance. En prenant les 15 370 GWh de 2025 et les 2 017,13 MW nets communiqués par CNAT, on obtient une production annuelle moyenne d’environ 7,62 GWh par MW net installé. Dit autrement, Almaraz a tourné sur une base très élevée pour une installation déjà ancienne. C’est précisément ce type de rendement qui manque quand on raisonne uniquement en capacité installée et non en énergie réellement livrée.
Autre métrique absente de la source initiale : si Almaraz fournit l’équivalent de 4 millions de foyers pour 15 370 GWh annuels, cela représente environ 3 843 kWh par foyer et par an. Le chiffre ne dit pas que chaque foyer est alimenté directement par la centrale, mais il donne un ordre de grandeur utile sur le volume à remplacer en cas d’arrêt.
Le calendrier de fermeture fixé en 2019 devient plus difficile à défendre en 2026
Le plan de sortie n’est pas nouveau. Selon le ministère espagnol pour la Transition écologique, le calendrier acté prévoit un arrêt progressif des centrales nucléaires entre 2027 et 2035, dans la continuité du protocole signé en 2019. Sur Almaraz, les jalons connus depuis plusieurs années placent la fermeture d’Almaraz I en novembre 2027 et celle d’Almaraz II en octobre 2028, selon les éléments relayés par Foro Nuclear après validation du cadre réglementaire et des demandes de renouvellement déposées en 2019.
Le problème, c’est que le contexte de 2026 n’a plus grand-chose à voir avec celui de 2019. À l’époque, la priorité politique tenait surtout dans l’accélération des renouvelables. Aujourd’hui, le système doit absorber plus de nouveaux usages, plus d’électrification et davantage de besoins industriels continus. Selon Red Eléctrica, la demande d’électricité en Espagne a progressé de 2,8 % en 2025. Le gestionnaire du réseau précise aussi que la part du nucléaire a atteint 19 % du mix de production sur l’année 2025, derrière l’éolien mais devant le solaire photovoltaïque à 18,4 % et les cycles combinés à 16,8 %.
Ce point change la lecture du dossier. Quand une technologie assure encore 19 % de la production nationale, parler de fermeture n’est plus un sujet symbolique. C’est un retrait massif de volume ferme. L’argument selon lequel le renouvelable suffira mécaniquement ne tient pas seul : la capacité installée et la disponibilité réelle ne répondent pas aux mêmes contraintes réseau.
Le mix espagnol progresse, mais le pilotable reste sous tension
Le discours pro-fermeture s’appuie sur la montée rapide du solaire et de l’éolien. Les chiffres de Red Eléctrica confirment bien cette accélération : près de 10 GW de nouvelles capacités renouvelables ont été ajoutés en 2025, dont 8,8 GW de solaire photovoltaïque et 1,2 GW d’éolien. En incluant l’autoconsommation, le parc espagnol atteint 150,8 GW fin 2025, dont 68,9 % de puissance renouvelable. Sur le papier, la dynamique est forte.
Mais cette progression ne règle pas tout. Selon la même source, la puissance de stockage s’établit à 3 427 MW à fin 2025. Le contraste est net : face à une centrale comme Almaraz, qui totalise un peu plus de 2 GW nets pilotables, le stockage reste encore limité à l’échelle d’un système national dominé par la variabilité météo. La comparaison brute ne suffit pas à résumer le débat, mais elle rappelle une réalité simple : remplacer une centrale nucléaire ne revient pas seulement à installer plus de MW, il faut aussi garantir l’énergie disponible au bon moment.
Une autre métrique dérivée permet de mesurer cet écart. Les 3 427 MW de stockage recensés par Red Eléctrica représentent environ 1,70 fois la puissance nette d’Almaraz. Dit comme cela, le chiffre semble rassurant. En pratique, il ne l’est pas forcément, car une centrale livre de l’énergie en continu, alors que le stockage dépend de sa durée de décharge, donnée non communiquée ici. Sur un sujet de sécurité d’approvisionnement, comparer des MW sans comparer les heures disponibles conduit vite à une lecture trompeuse.
Le vrai nœud, c’est le prix de l’électricité pour l’industrie
La source d’origine mettait déjà en avant un gain potentiel de 1,4 milliard d’euros par an pour l’industrie espagnole en cas de maintien du parc, ainsi qu’une baisse estimée de 15 € par MWh. Même sans reprendre ces chiffres à l’aveugle faute de rapport primaire joint dans le texte initial, le raisonnement économique reste crédible au vu de la structure du mix espagnol : retirer une production bas carbone pilotable tend mécaniquement à accroître l’exposition aux technologies d’appoint, en particulier au gaz, donc à la volatilité.
Le sujet est encore plus sensible pour les secteurs électro-intensifs. Une aciérie, une chimie lourde ou une usine de matériaux ne raisonnent pas seulement en prix moyen annuel. Elles regardent la stabilité des coûts, la visibilité contractuelle et le risque de pics. Sur ce terrain, le nucléaire garde un avantage opérationnel net : la production est prévisible, massive et décorrélée des épisodes sans vent ni soleil.
Si l’on reprend l’estimation citée dans la source initiale d’un gain de 15 € par MWh, une métrique dérivée permet de l’illustrer. Pour un industriel consommant 100 GWh par an, l’écart représenterait 1,5 million d’euros annuels. Ce n’est pas un détail comptable. C’est une variable qui pèse sur l’investissement, l’emploi et l’arbitrage de localisation.
Le débat fiscal joue aussi un rôle central. Les exploitants nucléaires espagnols réclament depuis longtemps un allègement des prélèvements spécifiques, estimant que la charge réglementaire et fiscale dégrade la rentabilité des tranches avant même leur date officielle de fermeture. Sur ce point, l’absence de réforme entretient une ambiguïté politique : l’État peut afficher une fermeture “planifiée”, alors qu’une partie de la pression vient en réalité du cadre économique imposé aux centrales.
Ascó, Vandellòs et Trillo observent Almaraz comme un test grandeur nature
Ce qui se joue à Almaraz dépasse largement l’Estrémadure. Le précédent juridique et politique conditionnera la suite pour Ascó, Vandellòs II et Trillo. Selon Foro Nuclear, le parc nucléaire espagnol compte sept réacteurs commerciaux, toujours programmés pour fermer entre 2027 et 2035 dans le cadre de l’accord de sortie signé en 2019. Toujours selon Foro Nuclear, la décision la plus immédiate est bien celle d’une prolongation de trois ans pour Almaraz I et II.
Trillo offre un repère utile. Selon Foro Nuclear, cette centrale génère environ 3 % de l’électricité annuelle consommée en Espagne, l’équivalent de 2 millions de foyers, tout en évitant 2,6 millions de tonnes de CO₂. Le parallèle est clair : si l’on additionne Almaraz et Trillo, on parle déjà d’un socle de production qui ne se remplace pas par simple décret.
La logique de report est évidente. Si le gouvernement accepte une extension limitée pour Almaraz, il reconnaît implicitement que le calendrier de 2019 n’est plus parfaitement aligné avec l’état réel du système. À l’inverse, s’il maintient la fermeture coûte que coûte, il devra assumer un signal clair : la cohérence politique prime sur la flexibilité industrielle.
Le cas suédois sert d’avertissement, mais il faut le lire sans caricature
Le parallèle avec la Suède revient souvent dans le débat public. L’idée générale est connue : une politique défavorable au nucléaire, combinée à une fiscalité lourde sur certains réacteurs, a contribué à fragiliser une partie du parc, avant un retournement plus récent de la stratégie nationale. La leçon utile n’est pas de copier le modèle suédois ni son revirement, mais de rappeler qu’une fermeture nucléaire est rarement réversible à coût modéré.
Une fois le démantèlement lancé, il ne suffit pas de “changer d’avis”. Il faut recréer des chaînes industrielles, reformer des compétences rares, reconstituer des filières de maintenance et engager des investissements lourds sur des horizons longs. C’est pour cela que l’argument de l’irréversibilité reste solide. Fermer est une décision énergétique, mais aussi une décision de politique industrielle.
La source initiale a raison sur un point de fond : un réacteur démantelé ne se remplace pas rapidement. En revanche, elle reste incomplète sur le cadre européen actuel. Selon la Commission européenne, le nucléaire a produit 23,3 % de l’électricité de l’UE en 2024 dans 12 pays membres, et la capacité nucléaire installée de l’Union est projetée à environ 109 GWe en 2050 contre 98 GWe en 2025. Le signal est clair : au niveau européen, le scénario dominant n’est pas une disparition uniforme du nucléaire, mais un maintien, voire une relance sélective.
L’Europe ne pousse pas à la sortie, elle laisse la porte ouverte au nucléaire bas carbone
La position européenne mérite d’être regardée de près, car elle comble l’un des grands angles morts du texte source. Selon la Commission européenne, toutes les solutions zéro carbone et bas carbone sont nécessaires pour décarboner le système énergétique. L’institution rappelle aussi que le nucléaire reste aujourd’hui la première source individuelle d’électricité bas carbone dans l’Union et qu’il contribue à la sécurité d’approvisionnement.
Autre élément nouveau : la Commission a adopté en mars 2026 une stratégie européenne sur les SMR, les petits réacteurs modulaires. Le sujet ne concerne pas directement l’avenir immédiat d’Almaraz, mais il montre que Bruxelles ne considère pas le nucléaire comme une technologie du passé. Au contraire, l’UE tente d’organiser son développement futur sur certains segments industriels et réseau.
Il faut être direct : une Espagne qui fermerait son parc historique tout en observant ses voisins préserver ou développer leur capacité nucléaire prendrait un risque compétitif. Ce risque ne se verrait peut-être pas tous les jours sur la facture des ménages, mais il pèserait sur les contrats long terme, sur les projets industriels et sur l’attractivité de certaines implantations.
La hausse de la demande liée au numérique renforce l’argument du socle pilotable
La source d’origine évoquait la pression des centres de données et de l’intelligence artificielle, sans chiffres précis. Les recherches permettent ici d’ajouter un élément concret. Selon l’IEA, la consommation électrique des data centers a bondi de 17 % en 2025, tandis que la demande des centres spécialisés IA a progressé encore plus vite. L’agence souligne aussi qu’en Europe, les renouvelables et le nucléaire devraient fournir l’essentiel de l’électricité additionnelle requise par ces usages d’ici 2030.
Cette précision change la nature du débat. L’enjeu n’est pas seulement de couvrir la consommation actuelle, mais de préparer un système capable d’alimenter de nouveaux usages continus et fortement concentrés. Les centres de données n’achètent pas un récit de transition. Ils achètent des mégawattheures disponibles 24 h sur 24, avec une qualité de fourniture élevée.
L’IEA note par ailleurs que les accords conditionnels d’achat d’électricité entre opérateurs de data centers et projets nucléaires de type SMR sont passés de 25 GW fin 2024 à 45 GW en 2026. L’Espagne n’est pas obligée d’imiter cette tendance, mais elle ne peut pas faire comme si elle n’existait pas. Le numérique lourd pousse déjà une partie du marché mondial vers des actifs pilotables bas carbone.
Le bilan carbone d’Almaraz reste un argument fort, mais il ne suffit pas à clore le débat
Selon CNAT, la production 2025 d’Almaraz a permis d’éviter 5,5 millions de tonnes de CO₂. Ce volume donne une idée du coût climatique d’un remplacement par des moyens plus carbonés lors des périodes de tension. Le point mérite d’être rappelé, car le débat espagnol est parfois présenté à tort comme un choix simple entre nucléaire d’hier et renouvelables de demain. En pratique, fermer une capacité nucléaire avant que les solutions de flexibilité soient pleinement déployées peut aussi prolonger la place du gaz.
Pour autant, l’argument climat ne règle pas tout. Il ne répond ni à la question des déchets, ni à celle des coûts futurs de prolongation, ni à celle des investissements nécessaires pour maintenir le niveau de sûreté. Sur ces points, si l’information manque dans les sources consultées, la seule formulation honnête reste : non communiqué. C’est précisément pour cela qu’un débat sérieux doit s’appuyer sur des données techniques et économiques détaillées, pas sur des slogans de camp.
Le rapport de force se joue désormais sur une question simple : fermer selon le plan ou adapter le plan
Le texte d’origine voyait juste sur un point essentiel : Almaraz est le pivot. Mais il sous-estimait plusieurs dimensions devenues centrales en 2025 et 2026. Premièrement, selon Red Eléctrica, le nucléaire pèse encore 19 % de la production espagnole. Deuxièmement, le stockage reste limité à 3 427 MW à fin 2025, ce qui ne supprime pas le besoin de production ferme. Troisièmement, selon l’IEA, la demande électrique liée au numérique accélère. Quatrièmement, selon la Commission européenne, l’UE ne tourne pas le dos au nucléaire. Cinquièmement, selon CNAT, Almaraz reste une centrale très productive avec plus de 15 TWh générés en 2025.
Mon avis est simple : maintenir une fermeture rigide décidée en 2019 sans recalage complet sur les données de 2025 et 2026 serait une erreur de méthode. Pas forcément parce que le nucléaire doit rester partout et pour toujours, mais parce qu’un système électrique se pilote avec des marges, des volumes et des coûts réels. Sur ce dossier, l’idéologie ne produit aucun mégawattheure.
Mon avis :
Avis d’expert : le texte vise juste sur un point clé : fermer Almaraz fragiliserait un parc qui fournit encore près de 19 % de l’électricité espagnole et environ 7 % via ce seul site. Mais il force le trait sur les gains de prix : sans chiffrage public robuste, l’effet consommateur reste spéculatif.
