Le constat est sans appel. Sur le seul premier trimestre, l’Espagne a déjà presque rattrapé le total annuel de 555 heures de prix négatifs enregistré en 2025. Le 21 février, le phénomène a atteint un pic symbolique : entre 12h00 et 12h45, le prix de l’électricité est tombé à -58,60 euros par mégawattheure, alors que la production solaire atteignait 15,6 GW pour une demande nationale de 24,6 GW. Autrement dit, le pays produisait plus d’électricité solaire qu’il n’en consommait, et personne n’était prêt à payer pour ce surplus.
Cette situation n’est pas un accident de marché, mais la conséquence directe d’un système de tarification pensé pour un autre monde énergétique. Le mécanisme de prix marginal fixe le tarif de l’électricité en fonction du coût de production de la dernière centrale appelée pour répondre à la demande. Or le solaire fonctionne à l’inverse des énergies fossiles : une fois l’installation amortie, produire un kilowattheure supplémentaire ne coûte presque rien. En période de forte irradiation et de faible consommation, les producteurs préfèrent donc vendre à prix négatif plutôt que d’arrêter leurs panneaux, ce qui coûterait techniquement plus cher.
José Donoso, directeur général de l’UNEF, résume la contradiction en une phrase : le système de prix actuel n’est tout simplement pas adapté à un mix électrique dominé par les renouvelables. Le risque, selon lui, est que l’Espagne échoue à atteindre un système 100 % renouvelable malgré tous les atouts naturels dont elle dispose.
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Un déséquilibre jugé temporaire
L’UNEF se veut toutefois rassurante sur le fond. L’association rappelle que l’Espagne a déjà attribué environ 43 GW de capacités de raccordement à de nouveaux projets consommateurs d’électricité, alors que la demande moyenne du système tourne autour de 35 GW. Centres de données, électrification de l’industrie, production d’hydrogène vert : autant de débouchés qui devraient progressivement absorber l’excédent solaire. Le bémol, c’est le calendrier. Selon l’UNEF, il faudra compter trois à cinq ans avant que cette nouvelle demande ne se matérialise réellement, ce qui laisse une fenêtre de vulnérabilité non négligeable pour les producteurs actuels.
Tous les projets ne sont d’ailleurs pas exposés de la même façon. Les centrales historiques bénéficiant d’un régime de rémunération régulé (RECORE) gardent une stabilité financière solide. Les installations couvertes par des contrats d’achat d’électricité à long terme intégrant des clauses de protection contre les prix négatifs s’en sortent également mieux. À l’inverse, les centrales purement merchant, totalement dépendantes du marché spot, ainsi que les projets récemment raccordés et encore en phase d’amortissement, encaissent l’essentiel du choc.
Six pistes pour stabiliser le secteur
Face à ce constat, l’UNEF a transmis au ministère espagnol de la Transition écologique un plan de mesures temporaires. La proposition la plus structurante consiste à instaurer un prix plancher sur le marché de l’électricité, sur le modèle de l’exception ibérique mise en place pendant la crise du gaz liée à la guerre en Ukraine. L’idée : si un plafond avait pu être fixé pour protéger les consommateurs, un plancher pourrait aujourd’hui protéger les producteurs renouvelables. La difficulté majeure reste d’obtenir un feu vert européen, un processus généralement long.
L’association demande également la suppression de l’IVPEE, une taxe équivalente à 7 % des revenus de production électrique instaurée en 2013 pour résorber le déficit tarifaire espagnol. L’UNEF estime que cette fiscalité pénalise aujourd’hui la décarbonation, et rappelle que le Portugal voisin l’a déjà abandonnée.
Troisième axe : une compensation financière pour les réductions de production imposées par les contraintes techniques du réseau, une pratique déjà courante dans plusieurs pays européens mais absente en Espagne. L’UNEF réclame aussi un marché compétitif pour les services de contrôle de tension, dénonçant un écart criant entre la rémunération des technologies conventionnelles, proche de 200 €/MVA, et celle proposée aux renouvelables, limitée à environ 1 €/MVA. L’association vise un tarif de référence autour de 50 €/MVA.
Pour soulager la trésorerie des projets les plus exposés, l’UNEF propose enfin la création de prêts relais via l’Institut de Crédit Officiel espagnol, présentés non pas comme des subventions permanentes mais comme un pont financier en attendant le retour à l’équilibre du marché. Dernier point soulevé : le manque criant de moyens humains dans l’administration, qui transforme des démarches censées prendre quelques semaines, comme les consultations publiques ou les autorisations de projets hybrides, en procédures s’étalant sur plusieurs mois.
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Pour l’UNEF, l’Espagne tient entre ses mains un atout stratégique rare : une électricité bon marché capable de devenir un avantage compétitif pour toute son industrie. Le risque, c’est que les acteurs renouvelables à l’origine de cette réussite en deviennent les premières victimes, faute d’ajustements rapides du cadre de marché. L’association travaille désormais sur des propositions plus détaillées, avec un objectif clair : préserver la rentabilité du secteur sans faire peser de surcoût sur la facture des consommateurs.
