L’Espagne prolonge l’exploitation de sa centrale nucléaire d’Asco : enjeux pour l’approvisionnement énergétique

Prolongation confirmée de la centrale nucléaire d’Asco

La centrale d’Asco, située en Catalogne, est l’installation nucléaire la plus puissante d’Espagne avec plus de 2 100 MW de capacité installée (réacteurs Asco I et II). Alors que l’Espagne visait une sortie complète du nucléaire à l’horizon 2035 selon le calendrier inscrit dans son Plan national intégré énergie-climat (PNIEC) et confirmé par le ministère espagnol de la Transition écologique, les autorités ont finalement décidé de prolonger la durée de vie de la centrale au-delà de la date initialement prévue. Cette décision, impliquant notamment le gestionnaire du réseau électrique espagnol (Red Eléctrica de España, REE) et l’organisme de sûreté nucléaire (CSN), répond à la nécessité de garantir la stabilité du réseau et de pallier la variabilité de la production renouvelable.

Nucléaire en Espagne : chiffres clés et comparaisons européennes

La production nucléaire espagnole représentait environ 20 % de la production totale d’électricité en 2023, contre 65 à 70 % pour la France, premier producteur européen. Six centrales nucléaires sont actuellement en fonctionnement dans le pays, représentant un total de près de 7 100 MW. Jusqu’à présent, un calendrier de fermeture progressive avait été arrêté : Trillo (2027), Almaraz (2027-2028), Ascó (2030-2031), Cofrentes (2030), Vandellós II (2030).

Contexte technique et intérêt pour les consommateurs d’électricité

La décision de prolonger Asco intervient dans un contexte de forte croissance des énergies renouvelables (près de 50 % de la production électrique espagnole en 2023) mais aussi de volatilité sur les marchés de gros de l’électricité, particulièrement sensible pour les entreprises électro-intensives et les consommateurs professionnels soumis aux prix de marché. Le nucléaire offre un atout de stabilité et de prix modérés sur le marché de gros : en 2023, le coût complet du MWh nucléaire espagnol était estimé aux environs de 55 à 65 € (ordre de grandeur indicatif). Pour comparaison, les prix moyens du marché spot MIBEL sur la période 2021-2023 ont fluctué entre 60 et plus de 200 €/MWh selon les périodes de tension.

Exemple concret : une PME industrielle

Pour une PME consommant 500 MWh/an sur un contrat indexé marché, une augmentation de 20 €/MWh sur le prix SPOT entraîne un surcoût annuel de l’ordre de 10 000 €. Le maintien du parc nucléaire réduit la probabilité de telles hausses, contribuant à la prévisibilité financière de ces entreprises.

Conséquences à moyen terme et perspectives pour les entreprises françaises

L’Espagne réexamine ainsi, comme d’autres pays européens (Belgique, Suède), la place du nucléaire dans la transition énergétique. Cette décision a également un impact sur les interconnexions électriques France-Espagne, qui représentent plus de 2 800 MW de capacité d’échange : la disponibilité accrue du parc espagnol peut limiter la tension en période de pointe hivernale pour le réseau français supervisé par RTE.

Cette prolongation pourrait aussi modérer, à court terme, l’évolution des prix de gros en Europe du Sud, susceptible d’intéresser les grands sites consommateurs situés proches de la frontière.

À retenir

Conclusion

Pour toute entreprise exposée au marché de l’électricité – TPE, PME ou industriel – il est crucial de suivre l’évolution de la production européenne, car elle impacte directement vos coûts énergétiques et votre stratégie d’achat. Les experts Elly Énergie proposent une étude personnalisée et gratuite pour évaluer votre exposition et optimiser vos contrats dans ce contexte en mutation régulière.

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