L’Espagne a enregistré 397 heures de prix négatifs de l’électricité au premier trimestre

Prix négatifs de l’électricité en Espagne : 397 heures au premier trimestre 2025, un record qui inquiète le secteur solaire

L’Espagne a connu une situation inédite sur son marché électrique entre janvier et mars 2025 : 397 heures de prix négatifs ont été enregistrées, contre seulement 48 heures sur la même période en 2024. Ce chiffre s’approche déjà du total annuel de 555 heures observé en 2024, ce qui interroge sur la viabilité du modèle énergétique espagnol. Selon les données de pv magazine International, cette tendance est principalement due à l’essor de la production solaire photovoltaïque couplé à une demande d’électricité stagnante, notamment aux heures de forte irradiation.

Un exemple marquant s’est produit le 21 février 2025, lorsque les prix ont chuté à -58,60 €/MWh entre 12h00 et 12h45 (heure d’Europe centrale). Ce jour-là, la production solaire atteignait 15,6 GW pour une demande de seulement 24,6 GW. Sans mesures correctrices, la progression des énergies renouvelables pourrait ralentir, les producteurs étant contraints de réduire leur production, d’accepter des prix négatifs, voire de payer pour injecter leur électricité sur le réseau afin d’éviter les coûts techniques liés à l’arrêt des installations.

Un marché conçu pour un modèle énergétique dépassé

Cette situation trouve son origine dans la conception même du marché électrique espagnol. Le système de tarification marginale fixe le prix de toute l’électricité en fonction du coût de la dernière technologie appelée pour satisfaire la demande. Or, les énergies renouvelables présentent un coût marginal de production proche de zéro une fois l’investissement initial réalisé. Dans le cas du photovoltaïque, le rayonnement solaire est gratuit et les coûts d’exploitation sont très faibles. En période de surproduction, les exploitants peuvent donc proposer leur électricité à des prix très bas, voire négatifs, pour maintenir leurs centrales en fonctionnement.

« Nous avons un système de prix mal adapté à un scénario caractérisé par une forte pénétration des renouvelables et une faible demande », explique José Donoso, directeur général de l’UNEF (Union espagnole du photovoltaïque). « Nous pourrions nous retrouver dans le paradoxe suivant : malgré tous ses atouts, l’Espagne échouerait à atteindre un système électrique 100 % renouvelable. » Ce constat est partagé par plusieurs experts du secteur, qui pointent la nécessité d’adapter les mécanismes de marché à la nouvelle donne énergétique.

En attendant une nouvelle demande

L’association estime que cette situation est transitoire. L’Espagne dispose actuellement d’environ 43 GW de capacités de raccordement attribuées à de nouveaux projets consommateurs d’électricité, alors que la demande moyenne du système est proche de 35 GW. Ces projets concernent notamment les centres de données, l’électrification industrielle, la production d’hydrogène renouvelable et d’autres activités fortement consommatrices d’électricité.

Même si tous ces projets ne verront pas le jour, une part importante devrait entrer en service dans les prochaines années. Selon l’UNEF, il faudra toutefois entre trois et cinq ans pour que cette nouvelle demande se matérialise pleinement. D’ici là, le déséquilibre entre l’offre renouvelable et la consommation devrait persister, ce qui maintient une pression sur les producteurs solaires.

Les centrales les plus exposées

Toutes les installations renouvelables ne sont pas affectées de la même manière. Les centrales plus anciennes bénéficiant de régimes de rémunération régulés (RECORE) conservent une stabilité financière supérieure. De même, de nombreux projets récents sont protégés par des contrats d’achat d’électricité à long terme (PPA) intégrant des mécanismes de couverture contre les prix négatifs.

Les installations les plus vulnérables sont :

• les projets dont les PPA suspendent les revenus lorsque les prix deviennent négatifs ;
• les centrales dites « merchant », entièrement dépendantes du marché de gros ;
• les projets récemment raccordés, encore en phase d’amortissement de leurs investissements.

Pour ces acteurs, une période prolongée de prix faibles ou négatifs pourrait exercer une pression financière considérable avant que la nouvelle demande ne rééquilibre le marché.

Les mesures proposées par l’UNEF

Face à cette situation, l’association a présenté au ministère espagnol de la Transition écologique un ensemble de mesures temporaires destinées à préserver la viabilité économique du secteur.

1. Instaurer un prix plancher de l’électricité

La proposition la plus ambitieuse consiste à mettre en place un mécanisme exceptionnel définissant à la fois un prix plafond et un prix plancher sur le marché. L’UNEF s’inspire du mécanisme de « l’exception ibérique », instauré pendant la crise énergétique provoquée par l’invasion de l’Ukraine par la Russie. Selon José Donoso, de la même manière qu’un plafond avait été fixé sur le prix du gaz afin de protéger les consommateurs, un prix minimum pourrait aujourd’hui être envisagé pour éviter l’effondrement économique des producteurs photovoltaïques. La difficulté principale réside dans la nécessité d’obtenir une autorisation européenne, un processus généralement long.

2. Supprimer la taxe IVPEE

L’association demande également la suppression de l’IVPEE (Impôt sur la valeur de la production d’électricité) pour les projets renouvelables. Cette taxe, équivalente à 7 % des revenus tirés de la production électrique, avait été instaurée en 2013 afin de réduire le déficit tarifaire accumulé du système électrique espagnol. Selon l’UNEF, cette fiscalité pénalise désormais la décarbonation et renchérit inutilement le coût de l’électricité propre. L’association souligne également que le Portugal a déjà supprimé cette taxe.

3. Compenser les limitations techniques de production

L’UNEF réclame aussi une compensation financière pour les réductions de production imposées par les contraintes du réseau électrique. Aujourd’hui, contrairement à ce qui se pratique dans plusieurs pays européens, les producteurs espagnols ne sont pas indemnisés lorsqu’ils doivent limiter leur injection d’électricité pour des raisons techniques.

4. Créer un marché compétitif pour le contrôle de tension

À partir de 2025, les installations renouvelables pourront fournir des services de contrôle de tension au réseau. Toutefois, l’UNEF estime que la rémunération actuellement envisagée est déséquilibrée : certaines technologies conventionnelles perçoivent près de 200 €/MVA pour ce service, tandis que les renouvelables ne recevraient qu’environ 1 €/MVA. L’association propose la création d’un marché concurrentiel avec une rémunération de référence proche de 50 €/MVA.

5. Mettre en place des prêts relais

L’UNEF demande également la création de lignes de financement temporaires via l’Institut de Crédit Officiel espagnol (ICO). Ces prêts relais permettraient aux projets les plus exposés de faire face à leurs besoins de trésorerie jusqu’au retour à l’équilibre du marché grâce à l’augmentation de la demande. L’association insiste sur le fait qu’il ne s’agit pas de subventions permanentes mais de mécanismes transitoires destinés à répondre à une situation exceptionnelle.

6. Renforcer les moyens administratifs

Enfin, l’UNEF pointe le manque de ressources humaines dans l’administration espagnole. Selon José Donoso, de nombreuses procédures qui devraient être traitées en quelques semaines — consultations publiques, gestion des garanties financières ou autorisations de projets hybrides — prennent plusieurs mois faute de personnel suffisant.

Le risque d’une transition énergétique inachevée

Pour l’UNEF, l’Espagne dispose d’une opportunité unique : transformer son électricité à bas coût en avantage compétitif pour l’industrie européenne. Encore faut-il que les projets renouvelables à l’origine de cette réussite ne deviennent pas les victimes de leur propre succès. L’association travaille actuellement sur des propositions détaillées visant à préserver la compétitivité du secteur tout en évitant toute répercussion significative sur la facture des consommateurs. Selon les données de Red Eléctrica de España, le développement du stockage par batteries et de l’hydrogène vert pourrait également contribuer à absorber les excédents de production solaire.

La situation espagnole illustre un défi majeur pour tous les pays à forte pénétration renouvelable : comment concilier des prix bas bénéfiques pour les consommateurs avec la nécessité de maintenir des conditions d’investissement attractives pour les producteurs d’énergie propre. Les décisions prises dans les prochains mois seront cruciales pour l’avenir du photovoltaïque en Espagne, l’un des marchés solaires les plus dynamiques d’Europe.

Pour approfondir, consultez l’article original sur pv magazine et les analyses de l’UNEF.