Voici une synthèse des actualités marquantes dans le domaine nucléaire et social sur la période.
En Espagne, la fin programmée du nucléaire met le gouvernement sous tension
information fournie par AFP •07/03/2025
A rebours d'une partie de l'UE, acquise au retour de l'atome, l'Espagne continue de miser sur une sortie définitive du nucléaire, prévue à l'horizon 2035. Mais la pression monte sur l'exécutif, sommé par de nombreux acteurs de revoir sa position.
"Notre pari, c'est les renouvelables": voilà, résumé par la ministre de l'Ecologie Sara Aagesen, le credo de l'Espagne, devenue en quelques années l'un des champions européens de la transition énergétique. Un choix assumé par le gouvernement de gauche, qui souhaite fermer toutes ses centrales nucléaires d'ici 10 ans.
Pour le pays, c'est un "changement important" car cela implique de compenser "une énergie constante et prévisible" par des sources d'énergie "plus volatiles", comme le solaire et l'éolien, explique à l'AFP Enric Bartlett, professeur spécialiste de l'énergie à l'Esade Law School.
Au plus fort de l'engouement pour l'atome, dans les années 1980, l'Espagne disposait de huit centrales, qui fournissaient 38% de son électricité. Aujourd'hui, elle n'en a plus que cinq, comptant sept réacteurs et représentant 20% de son mix électrique.
Evolution mensuelle de la génération d'énergie en Espagne depuis janvier 2022 par source, selon les données du fournisseur d'électricité Red Eléctrica ( AFP / Guillermo RIVAS PACHECO )
Et ce poids devrait à nouveau reculer en 2027-2028 avec la fermeture programmée des deux réacteurs d'Almaraz, dans la région d'Estrémadure (ouest). Cette centrale, la plus puissante du pays, produit 7% de l'électricité espagnole et 15% de l'électricité madrilène.
Sa fermeture, actée en 2019 dans le Plan national pour l'énergie et le climat (PNIEC), a reçu l'aval des entreprises concernées. Mais à l'approche de la date butoir, qui implique de lancer très en amont la mise en veille, l'inquiétude monte dans la filière.
- "Irréparable" -
Pour les partisans de l'atome, la donne a en effet changé: "L'accord a été adopté dans un contexte industriel, géopolitique, social et économique complètement différent", estime le Forum nucléaire, lobby représentant le secteur.
Avec l'électrification du parc automobile et les besoins générés par l'essor des data centers, sur fond d'engouement pour l'intelligence artificielle (IA), la demande d'électricité risque en effet de bondir dans la péninsule au cours des prochaines années.
Dans ce contexte, on ne peut pas "fermer les centrales" sans s'assurer qu'il y a "une alternative viable avec toutes les sources d'énergie non émettrices de CO2", insiste le Forum, qui met en garde sur un possible impact pour le "tissu productif" espagnol.
Un message relayé récemment par Ignacio Sánchez Galán, président du géant énergétique Iberdrola, qui exploite des parcs renouvelables mais aussi plusieurs centrales nucléaires: l'atome "est absolument nécessaire" pour que "les lumières restent allumées", a-t-il insisté.
Avec une trentaine d'autres entreprises, Iberdrola a publié fin février un manifeste pour une "prolongation de la vie des centrales". "Le démantèlement prématuré de ces infrastructures serait un coup économique et social irréparable" pour l'Espagne, assure le texte.
- "Souveraineté" -
Le gouvernement du socialiste Pedro Sánchez fait également face à une offensive politique du Parti populaire (droite), principale formation d'opposition, qui vient de faire voter au Parlement une résolution demandant à l'exécutif de suivre l'exemple de ses voisins européens.
Début février, la Belgique a en effet annoncé vouloir prolonger la vie de ses réacteurs. La Suède et les Pays-Bas ont lancé de nouveaux projets de centrales. Et l'Italie vient de rouvrir l'hypothèse d'un retour à l'atome, 25 ans après avoir fermé ses derniers réacteurs.
Il faut "protéger l'emploi et la souveraineté énergétique du pays", a martelé la présidente conservatrice de la région de Madrid Isabel Diaz Ayuso lors d'un déplacement fin février à la centrale d'Almaraz, où les syndicats de salariés sont également mobilisés.
La centrale nucléaire de Cofrentes, en Espagne, le 17 novembre 2023 ( AFP / Jose Jordan )
Aujourd'hui, l'Espagne "n'est pas prête pour remplacer le nucléaire", a insisté l'élue, qui met en garde contre une hausse des tarifs de l'électricité - qui pourrait atteindre 23% pour les ménages et 35% pour les entreprises, selon une étude de PwC.
Face à cette fronde, la ministre Sara Aagesen a joué ces dernières semaines la prudence, en rappelant que les entreprises avaient elles-mêmes "fixé le calendrier de fermeture" et en insistant sur la solidité du système électrique espagnol.
Si en 2035 "nous avons la puissance installée et les réseaux de transport et de stockage adéquats (...) le plan de fermeture devrait pouvoir être mené à bien sans perturbations", abonde Enric Bartlett. Mais pour y parvenir, selon lui, il faudra "augmenter sensiblement les investissements".
Le pavé dans la mare du haut-commissaire au nucléaire sur la décarbonation de la France
Le haut-commissaire à l'énergie atomique Vincent Berger estime inatteignable l'objectif de décarbonation de la France fixé pour 2030, dans un avis consulté par « Les Echos ». Il craint le surcoût des nouvelles capacités de production d'électricité à cet horizon.
La feuille de route énergétique de la France prévoit, jusqu'à présent, de multiplier quasiment par cinq la production d'électricité solaire en 2035. (Lando Hass/Laif-rea)
C'est une critique sévère, adressée à l'Etat français par l'un de ses plus grands commis. Obligation légale des pays de l'Union européenne, l'objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre d'au moins 55 % d'ici à 2030 (« Fit for 55 »), est « trop ambitieux » pour la France et « ne sera pas atteint », juge Vincent Berger, le haut-commissaire à l'énergie atomique.
Factuellement, il reste seulement cinq ans pour faire une grande partie du chemin. Les émissions de gaz à effet de serre ont reculé de 31 % en France, entre 1990 et 2023, selon l'Insee.
Décret attendu fin mars
Dans son avis sur la stratégie énergique de la France pour 2025-2035, consulté par « Les Echos », Vincent Berger juge « troublant » que la programmation pluriannuelle de l'énergie 3 (PPE3) soit « construite sur la base d'une directive européenne dont la réalité montre qu'elle ne pourra malheureusement pas être suivie des faits ».
Le rapport de ce haut fonctionnaire, qui exerce une mission de conseil et d'expertise de la politique nucléaire auprès du gouvernement, est plus radical que les réserves déjà formulées par d'autres instances publiques. L'Autorité environnementale et le Haut Conseil pour le climat ont ainsi pointé des oublis, « insuffisances » et « incohérences » dans cette stratégie énergétique.
Leurs contributions, et celles de centaines de collectivités, associations et entreprises du secteur de l'énergie, doivent aider le gouvernement à arbitrer sur la feuille de route décennale de la France. Elle sera dévoilée dans un décret prévu « fin mars », selon Bercy. Soit trois ans après le discours de Belfort d'Emmanuel Macron. Ce dernier a acté le retour en grâce du nucléaire et une accélération des énergies renouvelables (solaire, éolien, biomasse…) en France.
«Risque de surproduction» d'électricité
Ces deux catégories d'énergie décarbonée sont jugées complémentaires dans le projet de PPE, à rebours de l'orientation « ni gaz ni nucléaire » de la précédente feuille de route, se félicite Vincent Berger, mais « cette complémentarité repose toutefois sur un équilibre entre énergies renouvelables (EnR) et nucléaire, délicat à optimiser ».
La première paire des futurs réacteurs nucléaire EPR2 promis par Emmanuel Macron est attendue, au mieux, en 2035. D'ici là, la décarbonation repose à la fois sur l'électrification des usages et sur l'augmentation de l'énergie renouvelable disponible. En particulier le solaire, qui doit passer de 19 TWh en 2022 à 93 TWh en 2035, dans la version actuelle de la programmation pluriannuelle de l'énergie.
Problème : la demande d'électricité reste inférieure à son niveau d'avant-Covid, avec 449 TWh consommés l'an dernier, selon RTE. Or, la France mise sur une demande de 508 TWh en 2035, pour une production nationale de 640 TWh à cet horizon, ou même de 692 TWh, selon le graphique retenu.
« La stratégie volontariste de l'offre fait peser un risque de surproduction, si les possibilités d'exportation ne sont pas au rendez-vous », juge le haut-commissaire. Selon lui, cette surcapacité serait « très pénalisante pour le consommateur ou pour le contribuable ». En d'autres termes, ils paieraient deux fois les centrales électriques du pays – le renouvelable d'un côté, le nouveau nucléaire de l'autre -, alors que le prix de l'énergie est déjà un sujet très sensible.
« Effacer » la production solaire
« C'est pourquoi la croissance du photovoltaïque devrait être revue à la baisse dans la programmation pluriannuelle de l'énergie, estime le haut-commissaire.Une position qui fait écho à la position du géant du nucléaire EDF. Mais aussi à la volonté de Marc Ferracci, le ministre de l'Industrie et de l'Energie, de brider le soutien financier et de réduire les objectifs de croissance de la filière, dans la version définitive de cette feuille de route énergétique française. Un coup de frein qui fait hurler les partisans du solaire.
En cas de surproduction électrique, les énergies renouvelables doivent « s'effacer davantage », prône Vincent Berger. Sinon, « à certains moments le parc pilotable [nucléaire essentiellement, NDLR] devrait être totalement éteint » en 2035, prédit le haut fonctionnaire.
Aujourd'hui, le nucléaire s'efface déjà durant les pics solaires pour limiter le phénomène de prix négatifs sur les marchés de gros, qui a explosé l'an dernier. En 2024, EDF a ainsi « modulé » 30 TWh de nucléaire, face aux renouvelables ou pour maximiser la valeur de sa production.
Les effets techniques et économiques de ces variations de puissance doivent encore être analysés. Le haut-commissaire appelle aussi à « une estimation des coûts complets de production dans les principales filières ». Un outil pour la transparence… et la sérénité des débats.
Trois sites stratégiques proposés par EDF pour les datacenters de demain
Publié le 4 mars 2025
Le 3 mars 2025, EDF a lancé deux appels à manifestation d’intérêt (AMI) pour proposer ses terrains à des entreprises du numérique souhaitant implanter de nouveaux centres de données en France. L’électricien met en avant un avantage clé : ces sites disposent d’un raccordement optimal au réseau, permettant une mise en service accélérée des datacenters.
Lors de l’AI Action Summit en février dernier, EDF avait indiqué vouloir lancer un appel à manifestation d’intérêt (AMI) auprès des entreprises du numérique. Aujourd’hui c’est chose faite puisque l’électricien s’apprête à mettre à disposition ses premiers terrains pour la construction et l’exploitation de centres de données de grande puissance sur l’Hexagone. L’objectif est de proposer « une électricité bas carbone, à un prix compétitif et disponible à tout moment« , promet l’électricien.
Trois à quatre sites identifiés
EDF a identifié des espaces pouvant accueillir rapidement des projets industriels et bénéficiant d’une situation favorable en matière de raccordement au réseau électrique, ce qui permettra de réduire de plusieurs années la durée nécessaire à la réalisation des projets. Quatre ont été identifiés. Le premier AMI concerne le site de Montereau-Vallée-de-la-Seine en Seine-et-Marne, puis le second portera sur deux sites à La Maxe et à Richemont en Moselle. Le quatrième site n’a pour l’instant pas été révélé. L’électricien prévoit de proposer ultérieurement deux sites supplémentaires d’ici 2026.
Des critères à respecter
Les opérateurs du numérique qui souhaiteront s’installer sur ces sites devront répondre à un certain nombre de critères. En effet, EDF indique qu’ils devront justifier d’une part « d’une structuration technique, juridique et financière solide » et, d’autre part, « d’un projet compatible avec les caractéristiques des différents sites et des contraintes existantes, notamment en termes d’empreinte environnementale. » Outre la mise à disposition d’un site, ces entreprises pourront bénéficier d’un accompagnement personnalisé ainsi que d’offres de fourniture d’électricité et de services adaptées. À l’issue du processus, un bail à construction pourra être formulé entre les parties prenantes selon une durée et des conditions qui restent à déterminer.
Gaz : Moscou oeuvrerait en coulisses à des tractations avec des investisseurs américains
D'après le « Financial Times », un proche de Vladimir Poutine oeuvrerait, avec l'aide d'investisseurs américains, au redémarrage de Nord Stream 2, ce duo de gazoducs reliant la Russie à l'Europe via la mer Baltique.
L'Allemagne a gelé les procédures d'autorisation du gazoduc en réponse à l'invasion, par les troupes russes, de l'Ukraine. (AFP)
Par Laurance N'Kaoua
Publié le 2 mars 2025
Un proche de Vladimir Poutine travaillerait, avec le soutien d'investisseurs américains, au redémarrage de Nord Stream 2, ce duo de gazoducs reliant la Russie à l'Allemagne via la mer Baltique, pourtant sous le coup de sanctions américaines. C'est ce qu'a affirmé ce week-end le « Financial Times ». Si elles se confirment, ces tractations, encore impensables il y a peu, dévoileraient l'étendue du rapprochement entre Donald Trump et Moscou.
Le deal, selon le quotidien britannique, serait le fruit des efforts en sous-main de Matthias Warnig, un ancien espion, ex-officier de la Stasi en Allemagne de l'Est qui fut le patron de Nord Stream 2, filiale du géant russe Gazprom. L'idée ? Faire appel, en dehors des canaux officiels diplomatiques, à l'équipe de Trump, à travers des hommes d'affaires américains pour négocier la fin de la guerre en Ukraine tout en renforçant les liens économiques entre la Russie et les Etats-Unis.
1.230 kilomètres de tuyaux sous la Baltique
Basé à Zoug, en Suisse, Nord Stream 2 devait acheminer le gaz russe au reste de l'Europe via 1.230 kilomètres de tuyaux sous la mer. Cependant, l'Allemagne a gelé les procédures d'autorisation en réponse à l'invasion, par les troupes russes, de l'Ukraine. Les Etats-Unis, quant à eux, ont imposé des sanctions à Nord Stream 2, lui interdisant toute nouvelle transaction, et la plongeant ainsi dans la tourmente financière.
En outre, un des pipelines avait explosé, lorsqu'une opération de sabotage en septembre 2022 a détruit son ancêtre, le gazoduc Nord Stream 1. Le pipeline restant, d'une capacité annuelle de 27,5 milliards de mètres cubes de gaz naturel, n'a pas été endommagé mais n'a jamais été utilisé.
Le spectre de la faillite
L'entreprise, qui a achevé la construction de son gazoduc sous-marin pour la coquette somme de 11 milliards de dollars, doit désormais rembourser ses petits créanciers, sous peine d'être déclarée en en faillite. En janvier, Nord Stream 2 a obtenu d'un tribunal zougois une prolongation de son sursis concordataire jusqu'en mai 2025.
Selon le « FT », des membres de l'administration Trump auraient eu vent des pourparlers avec des investisseurs américains. Contacté par le journal britannique, Matthias Warnig a nié toute implication. L'initiative, si elle aboutissait, donnerait en théorie, aux Etats-Unis, un droit de regard sur l'approvisionnement d'énergie de l'Europe, à l'heure où les pays de l'Union européenne tentent de s'affranchir de leur dépendance au gaz russe. Les obstacles restent toutefois considérables : l'initiative ne pourrait se faire sans la levée des sanctions contre la Russie ou l'accord de l'Allemagne.
Gaz : les stocks français au plus bas, l'Europe à l'heure des choix
Après une saison hivernale froide, les stocks ne sont plus remplis qu'à 22 % en France. Alors que l'Europe s'est fixé un objectif de remplissage de ses réserves à 90 % dès le début de l'hiver, plusieurs pays européens réclament un assouplissement de ces mesures.
Les stockages français, comme ceux de Storengy, ont été plus sollicités cet hiver et se retrouvent donc au plus bas. (GUILLAUME SOUVANT/AFP)
Publié le 4 mars 2025
L'Europe n'a pas complètement fini de trembler pour sa sécurité d'approvisionnement en gaz. Malgré les baisses de consommation et la diversification des fournisseurs, les stocks sont au plus bas, en particulier en France. Ils sont aujourd'hui remplis à 22 %, selon les derniers pointages, soit moitié moins qu'il y a un an à la même période même si cela reste dans la moyenne pré-crise de l'énergie. Dans le reste de l'Europe, la situation est un peu meilleure (le taux de remplissage atteint près de 34 % en Allemagne, 50 % en Italie ou en Pologne, 65 % en Espagne…). Mais le continent a puisé dans ses réserves beaucoup plus que les deux années précédentes, et il faudra acheter plus massivement pour la campagne de remplissage qui démarrera au printemps.
De fait, l'hiver 2024-2025 a été beaucoup plus froid et, face aux perspectives du marché, les opérateurs ont choisi de puiser davantage dans les stocks, au détriment des importations qui ont baissé de 6 % en Europe l'an dernier, car les prix ont grimpé en ce début d'année . « Il n'y a aucune inquiétude pour passer cet hiver, il n'y aura pas de pénurie », a tenu à souligner Sandrine Meunier, directrice générale du premier transporteur français NaTran (ex-GRTgaz), lors de la présentation du bilan gazier de l'année, ce mardi. « Si l'on subit une vague de froid tardive, dans les trois prochaines semaines, nous pouvons faire appel aux stockages européens, nous pouvons aussi augmenter nos approvisionnements par gazoduc en provenance de la Norvège », détaille-t-elle.
Des remplissages coûteux
L'hiver prochain, en revanche, fait réapparaître le spectre des tensions. « Nous appelons à commencer la saison de remplissage dès que possible », a lancé Sandrine Meunier. Depuis la crise et le déclenchement de la guerre en Ukraine, l'Europe s'est fixé un objectif de remplissage de ses stocks de 90 % au début de l'hiver. Certains, à commencer par l'Allemagne, demandent un assouplissement de ces mesures, qui courent pour l'instant jusqu'à la fin de l'année 2025, au vu des coûts que cela représente. L'Italie et les Pays Bas y seraient aussi favorables.
NaTran, de son côté, insiste sur le fait que, au vu des anticipations actuelles des marchés, il n'y a pas de raison de s'inquiéter outre mesure. « Si l'on regarde l'évolution des prix à terme, on voit qu'ils sont stables jusqu'à cet été, puis qu'ils commencent à baisser ensuite, les expéditeurs sont donc plutôt confiants », affirme Sandrine Meunier.
Les capacités norvégiennes sont néanmoins déjà à leur maximum et le marché du gaz naturel liquéfié demeure, lui aussi, tendu. Si de nouvelles capacités américaines vont entrer en service d'ici à la fin de l'année, elles pourraient ne pas suffire à absorber la croissance de la demande mondiale, la Chine, l'Inde et certains pays du Sud-Est asiatique ayant des besoins croissants de GNL. Résultat : si les prix de gros du gaz étaient redescendus l'an dernier à 34 euros le mégawattheure en moyenne pour le TTF, le principal indice européen, ils sont déjà assez nettement au-dessus cette année, oscillant entre 40 euros et 50 euros le MWh. NaTran anticipe un prix moyen de 45 euros cette année, avant de le voir retomber à 27 euros à l'horizon 2028, une fois que toutes les nouvelles capacités de liquéfaction de gaz aux Etats-Unis et au Qatar seront opérationnelles.
La consommation continue de baisser
D'ici là, l'Europe risque donc de payer son gaz au prix fort, surtout si elle va au bout de son plan qui vise à se passer complètement du gaz russe d'ici à 2027 . Celui-ci représente encore 14 % de la demande totale du Vieux Continent et devra être remplacé, a priori, par un GNL américain beaucoup plus cher…
Pour NaTran comme pour les pouvoirs publics, les efforts de sobriété sont donc plus que jamais nécessaires. Bonne nouvelle, ces derniers se sont poursuivis l'an dernier. En France, la consommation brute de gaz a baissé de 5,5 % en 2024, en raison surtout de la baisse de consommation des centrales électriques au gaz (-56%) dans un contexte de retour de la production nucléaire et d'une progression continue des énergies renouvelables.
Les consommations industrielles (les grands clients connectés au réseau de NaTran) se sont en revanche stabilisées (+0,8 %), portées essentiellement par quelques secteurs, comme la chimie (+5 %), le raffinage (+2 %), l'agroalimentaire (+2 %) et la métallurgie (+3 %). Les réseaux de distribution (foyers et petits industriels) ont vu leur consommation diminuer de 0,6 %, en raison des efforts de sobriété et de remplacements de matériels. L'Europe n'est pas encore entrée dans le monde de l'après-crise.
Nicolas Rauline