MITECO débloque 165 millions d’euros pour sept centrales de pompage-turbinage en Espagne, soit 2 071 MW de puissance et 21 091 MWh de stockage. Ce nouveau volet du programme Boralmac confirme l’accélération des investissements dans le stockage hydraulique, pilier clé pour intégrer davantage de solaire et d’éolien.
L’État espagnol remet 165 millions d’euros sur le stockage hydraulique
L’Espagne accélère sur un levier que le marché électrique sous-estime encore souvent : le pompage-turbinage. Le MITECO, via l’IDAE, a publié le 17 juillet 2026 la résolution définitive de la deuxième vague du programme BORALMAC 2. Le dispositif attribue 165 millions d’euros à sept projets de centrales hydroélectriques réversibles. Selon l’IDAE, ces aides couvrent une puissance totale de 2 071 MW, une capacité de stockage de 21 091 MWh et une assiette subventionnable totale de 755 506 627 €. Le budget initial de 90 millions a donc été relevé de 75 millions le 29 avril 2026 après afflux de dossiers.
Le signal politique est clair. Madrid ne finance pas seulement de nouveaux mégawatts. Il finance de la flexibilité pilotable, c’est-à-dire la capacité à absorber les excédents solaires et éoliens puis à les réinjecter quand le réseau en a besoin. C’est plus coûteux à développer qu’une batterie standard, mais c’est beaucoup plus pertinent dès qu’on parle de stockage massif et de longues durées.
Premier indicateur utile, absent de la source initiale : si l’on rapporte l’aide publique totale aux volumes retenus, on obtient environ 79 671 € d’aide par MW et 7 823 € d’aide par MWh de capacité de stockage. Deuxième métrique : l’aide publique représente environ 21,8 % de l’investissement subventionnable total, sur la base des chiffres de l’IDAE. On reste donc sur un modèle de cofinancement, pas sur une prise en charge majoritaire par l’État.
Les sept projets retenus et la géographie des aides
Selon la résolution relayée par l’IDAE, les montants attribués se répartissent ainsi :
- Meirama Cerceda en Galice : 30 000 000 €
- Los Guájares en Andalousie : 23 065 000 €
- Torreal II en Estrémadure : 5 000 000 €
- Grandas de Salime dans les Asturies : 45 000 000 €
- Dehesa de Ganaderos en Aragon : 7 100 000 €
- CHR Baells en Catalogne : 6 000 000 €
- La Barca dans les Asturies : 48 820 000 €
Les Asturies captent à elles seules 93 820 000 €, soit environ 56,9 % de l’enveloppe totale. C’est de loin la région la plus soutenue dans cette vague. À l’autre extrémité, Torreal II ne reçoit que 5 millions d’euros, mais le dossier a une logique différente : il s’appuie sur des infrastructures existantes, ce qui réduit en théorie une partie des besoins de capex et des délais de développement.
Le programme ne finance pas uniquement du greenfield. Selon l’IDAE, les projets éligibles pouvaient être soit de nouvelles centrales réversibles, soit des extensions ou transformations d’ouvrages existants. C’est un point clé : l’Espagne cherche à industrialiser deux voies en parallèle, la création de nouveaux sites et la conversion d’actifs hydrauliques déjà en place.
Ce que la source d’origine ne détaillait pas sur le cadre du programme
Le cadre de BORALMAC 2 apporte plusieurs éléments techniques et réglementaires utiles. Selon la Sede Electrónica de l’IDAE, l’intensité maximale d’aide atteint 40 % des coûts éligibles, avec une majoration possible de 5 points pour les projets situés en territoires insulaires. Le plafond d’aide par projet est fixé à 50 millions d’euros. Cela explique pourquoi certains grands projets restent massivement dépendants de financements privés ou bancaires.
Autre point concret : les lauréats ont jusqu’au 30 juin 2035 pour achever complètement leurs installations, toujours selon l’IDAE. On n’est donc pas sur un déploiement express. Le pompage-turbinage reste une infrastructure lourde, avec des délais de développement, d’autorisations et de travaux très éloignés de ceux d’un parc batterie.
L’IDAE précise aussi que la participation à l’appel impose une garantie de 2 % de l’aide demandée. En cas de versement anticipé, des garanties complémentaires sont requises. Là encore, le message est simple : l’État veut soutenir, mais il veut surtout filtrer les dossiers spéculatifs.
Comment les projets ont été sélectionnés
Le discours public insiste souvent sur la viabilité économique. En réalité, la grille est plus large. Selon l’IDAE, la notation de BORALMAC 2 repose sur quatre blocs :
- viabilité économique : 35 points
- caractéristiques techniques facilitant l’intégration des renouvelables : 25 points
- viabilité du projet : 10 points
- externalités : 30 points
Autrement dit, le critère prix ne suffit pas. Le régulateur veut des projets bancables, mais aussi raccordables, utiles au système et défendables localement. C’est une approche plus crédible que les appels d’offres purement financiers. Le stockage réseau n’a de sens que s’il s’insère dans un territoire, une chaîne industrielle et un calendrier administratif réaliste.
Le MITECO avait d’ailleurs précisé dès janvier 2026 que la sélection tiendrait aussi compte de la création d’emplois, de la transition juste, du défi démographique, de la chaîne de valeur industrielle, des aspects environnementaux, de l’équité de genre, de la participation des PME et du niveau d’innovation. Ce filtre explique en partie pourquoi des projets situés sur d’anciens bassins énergétiques ou sur des nœuds de transition juste ressortent bien.
Pourquoi le pompage revient au centre du jeu
Le pompage-turbinage n’est pas neuf. Mais son retour est logique. Une centrale réversible utilise deux réservoirs à des altitudes différentes. Quand l’électricité est abondante et peu chère, elle pompe l’eau vers le réservoir supérieur. Quand le réseau manque de puissance ou quand les prix remontent, l’eau redescend à travers les turbines et produit de l’électricité.
Le vrai intérêt n’est pas seulement la puissance instantanée. C’est la durée. Avec 21 091 MWh pour 2 071 MW, les sept projets retenus affichent une durée moyenne théorique d’environ 10,2 heures de stockage à pleine puissance. Cette métrique dérivée change la lecture du programme. On ne parle pas de soutien court pour lisser une pointe de quelques minutes. On parle de stockage de longue durée, beaucoup plus adapté aux creux nocturnes, aux transferts inter-journaliers et à la gestion d’excédents renouvelables importants.
Selon le MITECO, le PNIEC vise 22,5 GW de puissance installée de stockage d’ici 2030. Dans ce contexte, les 2 071 MW soutenus par cette seule deuxième vague représentent déjà environ 9,2 % de cet objectif. C’est loin d’être marginal.
Le contexte marché en Espagne : le besoin de stockage devient mesurable
Le timing n’a rien d’anecdotique. Selon Red Eléctrica, l’Espagne disposait au 31 décembre 2025 de 3 427 MW de stockage installés, dont 3 331 MW en pompage hydraulique et seulement 96 MW en batteries. La même source indique que les systèmes de stockage, pompage et batteries confondus, ont contribué à intégrer 9 213 GWh en 2025, soit 6,2 % de plus qu’en 2024.
Le contraste est net. Les batteries progressent vite, mais le socle espagnol reste hydraulique. Si l’ensemble des sept projets aidés entre en service, leur puissance cumulée équivaudra à environ 62,2 % de la capacité de pompage déjà installée en Espagne fin 2025. Dit autrement, BORALMAC 2 ne finance pas un appoint symbolique : il prépare une hausse de taille sur un segment déjà structurant pour le système.
À l’échelle mondiale, la tendance va dans le même sens. Selon l’International Hydropower Association, la capacité mondiale de pompage a dépassé 200 GW en 2025, après une année record marquée par environ 11,6 à 11,7 GW de nouvelles mises en service selon ses publications 2026. L’Espagne ne fait donc pas exception. Elle suit un mouvement global de retour aux “water batteries”, avec une approche plus lente mais plus robuste que les annonces purement batteries.
Quelques cas concrets derrière les noms retenus
Meirama : la reconversion post-charbon prend une forme industrielle
Le projet CHR Meirama gagne en visibilité au-delà de l’aide publique. Selon le BOE, Coventina Renovables a obtenu en 2026 l’adjudication définitive de 408 MW de capacité d’accès au nœud de transition juste Meirama 220 kV. Autre donnée officielle venue de la Xunta de Galicia : le site repose sur une modification de concession autour du lac de Meirama pour un usage de stockage hydraulique. L’intérêt du dossier est évident : recycler un territoire marqué par la sortie du charbon en infrastructure de flexibilité électrique.
Grandas de Salime : un projet de 265 MW déjà documenté
Le projet Grandas de Salime figure dans un avis publié au BOE avec une puissance de 265 MW. Le texte indique aussi que l’installation utilisera le réservoir de Salime comme bassin inférieur et une retenue supérieure utile de 3,04 hm³. La donnée d’énergie stockée mentionnée dans ce document apparaît à 2,60 MWh, ce qui semble incohérent pour un actif de cette taille. Faute de clarification officielle supplémentaire dans les documents consultés, cette valeur doit être considérée comme non communiquée de façon exploitable.
Los Guájares : un format plus massif côté puissance
Le projet Los Guájares, en Andalousie, affiche selon le BOE une puissance maximale de 339,95 MW en turbinage et 403,52 MW en pompage. La fiche projet publiée par MOWE arrondit ces valeurs à 340 MW et 404 MW. Ce différentiel entre puissance de pompage et puissance de turbinage est classique. Il rappelle qu’une centrale réversible n’est pas qu’un simple générateur : c’est aussi une charge pilotable capable d’absorber de gros excédents.
La Barca : un dossier stratégique dans les Asturies
Selon la Délégation du gouvernement en Asturies, La Barca Energía a été proposée comme adjudicataire de 320 MW sur le nœud de transition juste de Narcea. Cette donnée ne résume pas tout le projet, mais elle confirme son poids dans la stratégie régionale. Ce n’est pas un hasard si les Asturies concentrent l’essentiel des aides : elles combinent héritage hydroélectrique, relief, besoins de reconversion et disponibilité de nœuds énergétiques stratégiques.
Ce que ces aides disent du rapport de force entre pompage et batteries
Le débat pompage contre batteries est souvent mal posé. Les deux ne servent pas la même fenêtre de temps. Les batteries excellent sur les services rapides, l’arbitrage court et certaines applications locales. Le pompage, lui, vise les gros volumes et les longues durées. Les chiffres espagnols de Red Eléctrica le montrent bien : fin 2025, le pays comptait 3 331 MW de pompage contre 96 MW de batteries. Le rapport de puissance était donc d’environ 34,7 fois en faveur du pompage.
Ce n’est pas un retard technologique. C’est un choix de système. Une économie très solaire comme l’Espagne a besoin des deux, mais elle ne peut pas tout miser sur du stockage court. Les pics photovoltaïques de milieu de journée et les creux du soir exigent des volumes bien supérieurs à ce que couvre aujourd’hui un parc batterie encore modeste à l’échelle nationale.
Un cadre réglementaire encore lourd, mais en cours de simplification
Le principal frein n’est pas technique. Il est administratif. Le MITECO a lancé en 2026 une consultation publique préalable pour mettre en place une procédure administrative unifiée sur les centrales hydrauliques réversibles. Le ministère reconnaît lui-même qu’un porteur de projet doit aujourd’hui solliciter plusieurs permis relevant de différentes administrations, sur les volets énergie, eau et environnement.
Cette réforme compte autant que les subventions. Sans simplification, l’argent public ne suffit pas. Le même MITECO rappelle que la loi climat espagnole donne priorité, pour les nouvelles concessions, aux usages qui favorisent l’intégration des renouvelables dans le système électrique, sous réserve du respect des objectifs environnementaux et des débits écologiques. Le message est cohérent : accélérer, mais sans court-circuiter le filtre environnemental.
Pourquoi cette vague est plus structurante que la première
La première édition du programme avait distribué 100 millions d’euros à quatre projets, selon l’IDAE. Avec cette deuxième vague, l’effort cumulé atteint donc 265 millions d’euros pour onze projets. L’écart n’est pas seulement budgétaire. Il montre que la demande industrielle existe, que les développeurs ont identifié des sites et que l’administration accepte désormais de monter en puissance.
La lecture la plus juste est la suivante : l’Espagne cesse de traiter le pompage comme un héritage du passé et recommence à le considérer comme une brique de planification du futur. Pour un pays qui veut intégrer toujours plus d’éolien et surtout de solaire, c’est probablement la décision la plus rationnelle du moment.
Source d’autorité : Sede Electrónica IDAE
Mon avis :
Signal positif : 165 M€ pour 2 071 MW et 21 091 MWh confirment que l’Espagne traite enfin le stockage long comme une brique réseau sérieuse. Réserve majeure : ces aides restent modestes face au CAPEX et aux délais du pompage-turbinage ; sans exécution rapide, l’effet système restera limité.
