Le gouvernement espagnol valide 1 200 MW de cogénération via deux enchères de 600 MW en 2026 et 2027, pour relancer une filière fragilisée par l’arrêt d’environ 320 centrales. Objectif : moderniser l’outil industriel, sécuriser l’énergie des usines et réduire jusqu’à 8,4 millions de tonnes de CO2.
L’Espagne relance enfin les enchères de cogénération industrielle
Le gouvernement espagnol a validé le cadre réglementaire qui doit permettre de relancer les enchères de cogénération à haute efficacité. Le volume total atteint 1 200 MW. Le schéma retenu est désormais clair : deux appels d’offres de 600 MW chacun, l’un en 2026 et l’autre en 2027, alors que la version mise en consultation évoquait initialement trois tranches de 400 MW entre 2025 et 2027, selon Europa Press et la documentation préparatoire du MITECO.
Le point central est simple : sans nouveau cadre, une partie du parc industriel espagnol continuait de sortir du système à mesure que les installations arrivaient en fin de vie régulée. La réforme vise donc moins à créer un marché neuf qu’à stopper une érosion déjà bien engagée. Selon ACOGEN, l’Espagne a perdu 50 % de sa cogénération industrielle depuis 2019, avec un recul de la part de cette technologie dans la production électrique nationale, passée de 12 % à 6 %.
Cette décision corrige un retard politique devenu coûteux. Le secteur attendait un signal depuis plus de cinq ans. Il l’obtient enfin, mais avec un volume qui ne compense pas intégralement les pertes déjà subies. Les 1 200 MW mis aux enchères ne remplacent pas mécaniquement les quelque 2 000 MW sortis du parc selon les chiffres repris par la filière. Autrement dit, même si les deux enchères sont bien remplies, la capacité remise en jeu ne couvrira qu’une partie du trou laissé par les fermetures.
Pourquoi la cogénération reste stratégique pour les sites industriels
La cogénération reste une brique énergétique utile pour les usines qui consomment simultanément chaleur et électricité. C’est le cas de la chimie, de la céramique, du papier, de l’agroalimentaire, du raffinage ou encore de certaines activités automobiles. Selon ACOGEN, plus de 600 usines espagnoles sont liées à cette technologie, et les secteurs concernés pèsent près de 20 % du PIB industriel espagnol ainsi qu’environ 200 000 emplois directs.
La raison est technique avant d’être idéologique. Une installation de cogénération valorise sur site la chaleur utile en même temps que l’électricité. Quand les profils de consommation thermique sont stables, le modèle reste efficace. La directive européenne sur l’efficacité énergétique conserve d’ailleurs la cogénération à haute efficacité dans les solutions à soutenir, notamment lorsqu’elle permet de valoriser la chaleur utile et de réduire la consommation d’énergie primaire, selon EUR-Lex.
Mon avis est net sur ce point : pour l’industrie lourde, l’enjeu n’est pas de choisir entre électrification totale et cogénération du jour au lendemain. L’enjeu est de garder des actifs pilotables, modernisables et compatibles avec une baisse progressive du carbone. C’est précisément la logique du nouveau dispositif espagnol.
Un marché qui a décroché trop vite
Les chiffres de la filière montrent l’ampleur du décrochage. Selon ACOGEN, environ 250 à 320 installations ont arrêté leur activité ou sont à l’arrêt selon les périodes et les sources sectorielles disponibles, pour une perte de puissance située entre 1 500 MW et 2 300 MW. La version la plus souvent reprise dans le débat public récent parle d’environ 2 000 MW perdus et d’une moitié du parc désormais stoppée ou fragilisée.
Le décalage entre les pertes et la réponse publique se mesure vite. Sur la base des 2 000 MW arrêtés cités dans la source de départ et des 1 200 MW prévus par le nouveau cadre, le volume remis en concurrence ne représente qu’environ 60 % de la puissance disparue. Dit autrement, il manque encore environ 800 MW pour revenir au niveau antérieur, toutes choses égales par ailleurs. Ce ratio n’apparaît pas tel quel dans la source initiale, mais il résume bien la limite du plan.
Autre lecture utile : chaque tranche de 600 MW pèsera exactement 50 % du programme total. Si l’appel d’offres 2026 prend du retard ou attire peu de projets bancables, c’est immédiatement la moitié du dispositif qui déraille. Dans un secteur où les décisions d’investissement se comptent en années, ce risque n’a rien d’anecdotique.
Le cadre économique : 2 milliards d’euros et une rentabilité de 7,09 %
Le gouvernement table sur environ 2 milliards d’euros d’investissements mobilisés pour ces 1 200 MW. Rapporté à la puissance totale visée, cela correspond à un investissement moyen théorique d’environ 1 666 667 € par MW. Ce calcul dérivé donne un ordre de grandeur utile : le ticket est élevé, mais il reste cohérent avec des projets industriels lourds intégrant chaudières, turbines, adaptation combustible, contrôle-commande et parfois stockage.
Le régime repose aussi sur une rentabilité raisonnable fixée à 7,09 % pour la période régulatoire en cours, selon la documentation examinée par la filière et la décision européenne sur l’aide d’État espagnole. Ce taux n’est pas un bonus. C’est le verrou qui conditionne l’investissement. Sans visibilité sur le retour, les industriels n’engagent pas plusieurs millions sur des actifs thermiques exposés aux prix du gaz, du CO₂ et de l’électricité.
La Commission européenne a d’ailleurs validé, le 28 janvier 2026, le prolongement du régime d’aide espagnol sous le numéro SA.114058. La représentation de la Commission en Espagne évoque une enveloppe totale de 3,1 milliards d’euros sur dix ans pour soutenir l’électricité produite à partir d’installations de cogénération. Ce chiffre donne le cadre macroéconomique du soutien public. Il montre aussi que Madrid ne traite pas ce sujet comme un simple ajustement technique.
Durée de soutien : avantage clair pour la biomasse
Le futur dispositif assume un arbitrage technologique. Dans la documentation préparatoire du MITECO, la durée de vie régulée des installations au gaz naturel est fixée à 10 ans, tandis que celle des unités de cogénération biomasse atteint 20 ans. La source d’origine évoquait 12 ans pour le gaz, mais le document officiel consulté mentionne 10 ans pour le sous-groupe a.1.1 et 20 ans pour les groupes biomasse b.6 et b.8 ; en cas d’écart, c’est donc cette valeur officielle qui doit primer.
Ce différentiel est massif. Une unité biomasse bénéficie d’une durée régulée deux fois plus longue qu’une installation gaz. Le message est limpide : le gaz reste accepté comme technologie de transition industrielle, mais la biomasse est mieux traitée dans l’architecture du soutien. C’est un choix cohérent avec les objectifs climatiques, même s’il restera limité par la disponibilité locale de la ressource, la logistique et les contraintes d’exploitation.
Sur ce point, la réforme devient plus intéressante que l’article source. Elle ne se contente pas de sauver l’existant. Elle hiérarchise déjà les technologies. C’est une manière discrète de pousser le parc vers des actifs moins carbonés sans interdire brutalement les cycles au gaz.
Hydrogène, CO₂ et conformité européenne : les nouvelles contraintes sont réelles
Le cadre n’ouvre pas la porte à n’importe quel projet. Selon la documentation du MITECO et l’analyse sectorielle de COGEN España, les installations au gaz naturel devront être équipées pour fonctionner avec une concentration minimale de 10 % d’hydrogène renouvelable en volume. La résolution d’appel d’offres pourra même relever ce seuil.
Cette exigence change la nature des investissements. Une cogénération gaz retenue en 2026 ne pourra plus être pensée comme une machine fossile classique. Elle devra intégrer, dès la conception, une trajectoire de compatibilité avec les gaz renouvelables. Techniquement, cela pèse sur le brûleur, les matériaux, le pilotage de combustion et l’interface avec une future production ou fourniture d’hydrogène.
Le deuxième verrou vient du climat. La directive européenne 2023/1791 impose, pour les nouvelles unités de cogénération fossile ou fortement modernisées, des émissions directes inférieures à 270 g de CO2 par kWh d’énergie produite en combiné. Ce plafond aligne les projets espagnols sur un standard européen plus strict. Il évite que la modernisation du parc ne se traduise par une simple prolongation d’actifs peu performants.
Mon avis est simple : cette contrainte est saine. Elle filtre les projets opportunistes. En revanche, elle renchérit les dossiers et peut exclure les sites industriels les moins capables d’absorber la complexité technique de la transition hydrogène.
Comment les enchères vont fonctionner
Le mécanisme retenu repose sur une logique concurrentielle. Les entreprises candidateront pour obtenir le régime rétributif spécifique et devront présenter des offres sur la base d’un mécanisme d’enchère encadré par l’administration. La préparation réglementaire du MITECO détaille un système de subasta destiné à départager les projets sur des paramètres économiques standardisés, tandis que OMIE sera chargé de l’organisation opérationnelle sous supervision de la CNMC.
Un point de méthode mérite d’être souligné : la proposition de 2025 prévoyait trois enchères annuelles de 400 MW en 2025, 2026 et 2027. Le schéma finalement acté passe à deux enchères de 600 MW en 2026 et 2027. Cela concentre davantage les volumes et augmente mécaniquement l’intensité concurrentielle par session. Pour les grands groupes, c’est gérable. Pour les acteurs intermédiaires, c’est plus dur.
Le texte préparatoire impose aussi des garanties économiques avant l’inscription en préaffectation. Leur exécution joue comme pénalité si le projet n’est pas achevé dans les délais. Là encore, le signal est utile : le gouvernement veut éviter des mégawatts attribués mais jamais construits.
Ce que le plan apporte vraiment par rapport à la source initiale
La source fournie mettait surtout l’accent sur le soulagement industriel et l’effet climat. Les recherches ajoutent plusieurs éléments concrets.
1. Le calendrier a changé
La première version visait trois enchères de 400 MW entre 2025 et 2027. La version approuvée passe à deux enchères de 600 MW, en 2026 et 2027. C’est une modification structurelle, pas un détail.
2. La durée régulée gaz semble être de 10 ans dans le document officiel consulté
La source d’origine mentionnait 12 ans. La mémoire réglementaire du MITECO indique 10 ans pour la cogénération gaz naturel et 20 ans pour la biomasse. Quand les chiffres divergent, il faut signaler l’écart. Ici, la valeur officielle disponible est 10 ans.
3. Le cadre d’aide européen est déjà sécurisé
La Commission européenne a validé le régime espagnol le 28 janvier 2026 sous le numéro SA.114058, avec une enveloppe de 3,1 milliards d’euros sur dix ans. Cet élément manquait dans la source initiale alors qu’il conditionne la crédibilité juridique du dispositif.
4. Le PNIEC fixe un plafond de référence à 3 784 MW en 2030
Selon le PNIEC 2023-2030, le parc de cogénération brut installé dans le scénario 2030 descend à 3 784 MW. La documentation liée au régime d’aide rappelle d’ailleurs que l’Espagne doit veiller à ne pas dépasser ce niveau cible sous régime spécifique. Cela montre que la politique publique ne cherche pas à reconstruire l’ancien parc à l’identique.
5. Les projets au gaz devront être pensés pour le futur marché des gaz renouvelables
L’exigence d’au moins 10 % d’hydrogène renouvelable en volume n’est pas décorative. Elle implique des choix d’équipement dès l’investissement initial. C’est un coût caché absent de la plupart des résumés grand public.
Deux métriques dérivées qui éclairent mieux l’enjeu
Première métrique dérivée : avec 2 milliards d’euros d’investissements attendus pour 1 200 MW, le coût moyen ressort à environ 1 666 667 € par MW. Cette densité capitalistique confirme que le dispositif s’adresse à des sites industriels lourds, pas à des projets opportunistes de petite taille.
Deuxième métrique dérivée : avec 8,4 millions de tonnes de CO2 évitées sur la durée de vie régulée des 1 200 MW, le gain théorique moyen atteint 7 000 tonnes de CO2 évitées par MW. Cette lecture par mégawatt permet de comparer plus facilement l’efficacité carbone de la mesure avec d’autres politiques industrielles.
On peut ajouter une troisième lecture simple : une tranche de 600 MW représente 50 % du programme total. Chaque appel d’offres pèsera donc très lourd dans le résultat final. Le succès du plan dépendra autant du design réglementaire que de la capacité des industriels à boucler rapidement leurs dossiers techniques et financiers.
Compétitivité industrielle : le vrai test commencera après l’enchère
Les enchères ne régleront pas tout. Le vrai test sera l’exécution. Une usine ne gagne pas en compétitivité parce qu’un décret est publié. Elle gagne en compétitivité si le projet passe les filtres administratifs, sécurise son combustible, obtient ses équipements, entre en service à temps et délivre effectivement la chaleur utile attendue.
Il faut aussi regarder le contexte énergétique européen. Selon Eurostat, le prix moyen de l’électricité pour les consommateurs non résidentiels dans l’Union européenne s’établissait à 18,37 € pour 100 kWh au second semestre 2025. Dans cet environnement, une cogénération performante peut redevenir un outil de maîtrise du coût énergétique sur certains profils industriels, surtout quand la chaleur utile reste élevée et continue.
Enfin, si des montants en dollars devaient être convertis dans d’éventuels dossiers fournisseurs ou comparatifs techniques, le taux de référence trouvé auprès de la BCE est de 1 € = 1,1567 $ au 12 juin 2026. Aucune donnée en dollars exploitable n’était toutefois nécessaire dans ce dossier précis.
Le lien d’autorité à retenir
Pour consulter le cadre stratégique public qui fixe la trajectoire de la cogénération en Espagne, la source d’autorité la plus pertinente reste le PNIEC 2023-2030 du MITECO : document officiel.
Mon avis :
Signal positif pour l’industrie espagnole : ces enchères de 1 200 MW redonnent enfin de la visibilité à la cogénération et peuvent relancer des sites fermés. Mais le dispositif reste coûteux et contraignant : surcoût annuel estimé entre 414 et 582 millions d’euros, avec obligation de préparer certaines centrales au mélange de 10 % d’hydrogène.
