En Espagne, un paradoxe fascinant se dessine : bien que les prix de l’électricité en gros soient parmi les plus bas d’Europe, la facture des ménages demeure élevée. Cette situation souligne la transition énergétique en cours, marquée par un tournant vers les énergies renouvelables et des défis de régulation significatifs.
Pourquoi l’Espagne a-t-elle les prix de l’électricité les plus bas d’Europe et pourquoi ta facture ne le reflète pas ?
Dans les mois récents, une idée apparemment contradictoire se propage parmi de nombreux foyers : l’Espagne affiche certains des prix de l’électricité de gros les plus bas d’Europe, mais la facture d’électricité d’une famille type reste élevée. Les données des opérateurs de marché et des organismes européens confirment cette paradoxie apparente et aident à comprendre ce qui se passe réellement avec l’électricité dans notre pays.
En parallèle, le système électrique espagnol vit une transformation profonde vers un modèle dominé par les énergies renouvelables. Cette transition a permis de réduire le coût de production, mais a également mis en lumière des défis majeurs : la gestion d’un système plus décentralisé, le besoin de davantage de réseaux et de stockage, et un débat ouvert sur la réforme du marché électrique européen.
Espagne, l’un des marchés de gros les moins chers d’Europe
Les données collectées par des organismes tels qu’Ember et les registres quotidiens de OMIE et ESIOS montrent que l’Espagne est devenue l’un des pays avec les prix de l’électricité de gros les plus bas du continent. En 2025, le marché ibérique s’est placé comme le cinquième le plus économique d’Europe, juste derrière les pays nordiques (Finlande, Suède et Norvège) et la France, qui a également terminé l’année avec des prix contenus.
Alors que les marchés nordiques se situaient autour de 40 euros par mégawatt-heure (MWh), l’Espagne et le Portugal enregistraient une moyenne proche de 65 €/MWh. Dans le contexte de la crise énergétique des dernières années, marquée par des pics historiques suite à l’invasion de l’Ukraine et à la flambée des prix du gaz, ces niveaux représentent un soulagement considérable pour la compétitivité du système électrique espagnol.
Cette tendance s’est accentuée en 2026. Dans les premiers jours de février, le prix moyen quotidien du marché espagnol a chuté à environ 4,23 €/MWh, selon OMIE, grâce à une forte production d’énergie renouvelable. Au Portugal, la valeur moyenne durant cette période a atteint 0,34 €/MWh, illustrant que la Péninsule Ibérique connaît un moment de prix exceptionnellement bas.
Cette baisse n’est pas ponctuelle : les tempêtes atlantiques et l’augmentation du parc éolien et solaire ont permis d’injecter de grandes quantités d’électricité verte dans le réseau, faisant pression à la baisse sur le prix de la casation du marché. À certaines heures, des prix négatifs de -0,42 €/MWh ont même été enregistrés, obligeant les producteurs à payer pour injecter leur énergie.
Le rôle des renouvelables et d’un système plus décentralisé
La clé de ces bas prix réside dans le mix électrique espagnol, qui bénéficie d’une forte pénétration des énergies renouvelables. L’éolien, le solaire photovoltaïque et l’hydraulique sont devenus les piliers du système, permettant de produire de l’électricité à des coûts bien inférieurs à ceux des technologies fossiles conventionnelles.
Le directeur général de l’Agence Internationale des Énergies Renouvelables (IRENA), Francesco La Camera, a souligné à plusieurs reprises que l’engagement espagnol envers les renouvelables crée des emplois, de la richesse et abaisse le coût de l’électricité. Selon lui, une partie du débat public se concentre trop sur les risques et pas suffisamment sur le fait qu’aujourd’hui, l’Espagne présente l’un des prix de l’électricité les plus bas d’Europe sur le marché de gros.
Ce modèle repose en outre sur un système de plus en plus décentralisé, avec de multiples sources de production dispersées : de grands parcs éoliens et solaires, des centrales de cogénération, des micro-réseaux et, de plus en plus, de l’autoconsommation photovoltaïque. La contrepartie est que gérer un réseau avec tant de points d’injection et une telle variabilité est plus complexe qu’un système basé sur quelques centrales thermiques ou nucléaires.
La Camera insiste sur le fait que les renouvelables peuvent fournir de l’électricité avec des niveaux de sécurité élevés, tant que le système dispose des mécanismes de contrôle, de réserve et de coordination appropriés. Selon son analyse, les défis rencontrés ces derniers mois n’ont pas affaibli l’Espagne, mais ont plutôt servi à renforcer sa capacité de gestion des réseaux dans un contexte de transition énergétique accélérée.
D’un point de vue géostratégique, ces avancées réduisent également la dépendance de l’Europe face aux importations de gaz et de pétrole. Renforcer les sources autochtones telles que l’hydraulique, l’éolien et le photovoltaïque est non seulement une question environnementale, mais aussi une question d’autonomie et de compétitivité face à un environnement international instable.
Le blackout péninsulaire et l’opération en mode « sécuritaire »
Le chemin n’est pas dépourvu de turbulences. Le blackout péninsulaire du 28 avril 2025, surnommé le « zéro électrique », a mis à l’épreuve la résilience du système espagnol dans un contexte de forte pénétration des renouvelables. Bien que cet incident ait suscité l’inquiétude chez les consommateurs, IRENA affirme qu’il n’a pas nuisé à l’image internationale de l’Espagne ; au contraire, il a éveillé l’intérêt pour sa capacité de réponse et d’apprentissage.
Les enquêtes en cours pointent vers un problème de surtension d’origine multifactorielle. Le comité dirigé par le Ministère pour la Transition Écologique a signalé des lacunes dans les capacités de contrôle de la tension : certaines de ces ressources n’étaient pas correctement programmées ou n’ont pas réagi comme prévu. Le résultat a été une chute massive du système laissant des millions d’utilisateurs sans approvisionnement pendant une période significative.
La Commission Nationale des Marchés et de la Concurrence (CNMC) doit encore publier son rapport définitif afin de clarifier les responsabilités. En attendant, les positions restent opposées : Red Eléctrica défend sa programmation et soutient que l’incident aurait pu être évité si toutes les centrales obligées avaient apporté le contrôle de tension promis ; les compagnies d’électricité, en revanche, attribuent le problème à une erreur de planification de l’opérateur du système et à une proportion excessive de renouvelables intermittentes par rapport aux technologies synchrones telles que l’hydraulique, les cycles combinés et le nucléaire.
À la suite de cela, Red Eléctrica a commencé à opérer en mode sécuritaire ou mode renforcé. Cela implique de recourir plus fréquemment à des cycles combinés de gaz pour assurer la stabilité du réseau et de restreindre, à certains moments, l’injection de renouvelables. Bien que ce renforcement apporte une sécurité accrue, cela engendre un coût économique qui se répercute finalement sur les services d’ajustement du système.
Pour La Camera, des épisodes comme celui-ci ne sont pas exclusifs à l’ère renouvelable. Il rappelle le grand blackout en Italie en 2003, lorsqu’un arbre tombé sur une ligne en Suisse a privé de lumière environ 56 millions de personnes pendant environ 13 heures, à une époque où la part des énergies vertes était minimale. Son message est clair : les systèmes électriques ont toujours eu des vulnérabilités, et le défi actuel consiste à adapter les réseaux à une réalité où les renouvelables sont de plus en plus centrales.
Des prix de l’électricité très bas… mais des factures domestiques élevées
Malgré ce contexte d’électricité bon marché sur le marché de gros, l’expérience de nombreux consommateurs est très différente. Les statistiques d’Eurostat montrent que, en tenant compte des impôts et en ajustant le pouvoir d’achat, un foyer moyen espagnol (avec une consommation annuelle entre 2 500 et 5 000 kWh) fait face à la neuvième facture d’électricité la plus chère de l’Union Européenne, au-dessus de la moyenne communautaire et même de celle du Portugal.
La tarification régulée PVPC est un bon thermomètre pour comprendre pourquoi. En 2025, la facture mensuelle moyenne d’un utilisateur type avec PVPC était de 69,34 euros, le montant le plus élevé depuis sa création en 2014, uniquement surpassé par les années exceptionnelles de la crise énergétique : 2022 (105,48 €/mois) et 2021 (79,11 €/mois). Le début de 2026 a maintenu cette pression à la hausse, malgré les baisses ponctuelles du marché de gros.
En janvier 2026, le prix de l’électricité sur le marché de gros s’est clos autour de 71,67 €/MWh, représentant une réduction de près de 8 % par rapport au mois précédent grâce à l’impulsion de l’éolien et de l’hydraulique dans les derniers jours du mois. Toutefois, la facture PVPC d’un foyer moyen n’a guère baissé, atteignant seulement 71,17 euros, soit une réduction de seulement 3,7 % par rapport à décembre. En pratique, le consommateur ne perçoit pas clairement l’avantage d’avoir un marché de gros si bon marché comparé à d’autres pays.
De plus, la structure des coûts régulés et les ajustements techniques ont commencé 2026 avec de nouvelles augmentations. Les peages et charges actualisés au 1er janvier, ainsi que l’impôt de 7 % sur la production électrique, impliquent, selon les estimations des associations de consommateurs, un augmentation d’environ 4,1 % dans les factures, tant sur le marché régulé que sur le libre. À cela s’ajoutent des révisions automatiques liées à l’IPC sur de nombreuses tarifications du marché libre, avec des hausses proches de 3 %.
Parallèlement, la nouvelle méthodologie du PVPC, qui introduit un composant de prix stable provenant des marchés à terme, a eu un impact ambivalent. En 2024, ce changement a augmenté la facture régulée d’environ 5,2 %, tandis qu’en 2025, l’effet a été réduit à 0,3 %. En janvier 2026, la présence de futurs a permis d’abaisser la facture d’un foyer moyen d’environ 2,7 euros par rapport à ce qu’il aurait payé si seule la tarification quotidienne du marché avait été utilisée.
Déversements de renouvelables, réseaux saturés et gâchis d’énergie bon marché
Une des grandes paradoxes du système électrique espagnol est que l’abondance d’énergie renouvelable bon marché n’est pas toujours exploitable. L’incapacité d’exporter une bonne partie des surplus, combinée aux limitations du réseau, impose de plus en plus de recourir au déversement technique, c’est-à-dire à déconnecter une partie de la production verte parce que le réseau ne peut pas supporter plus d’énergie.
Selon diverses estimations, environ 7 % de l’électricité renouvelable produite en Espagne est gaspillée pour cette raison. Le problème s’aggrave à cause de la saturation administrative et physique des nœuds du réseau. La CNMC a retardé la publication de nouvelles cartes de capacité jusqu’en mai, et selon les critères de sécurité actuels, environ 90 % des points de connexion sont saturés.
L’effet pratique est que seulement 12 % des demandes de connexion de nouveaux projets renouvelables obtiennent une autorisation. La conséquence est double : d’une part, on freine l’intégration de plus de production bon marché dans le système ; d’autre part, les industries et les foyers ne peuvent pas bénéficier pleinement de l’électricité verte disponible, qui pourrait approvisionner davantage pendant plus longtemps à des prix réduits sur le marché.
Ce goulot d’étranglement survient à un moment où les investisseurs dans les renouvelables font face à des risques supplémentaires, comme la possibilité de périodes de plus en plus fréquentes de prix zéro ou même négatifs. Sans un renforcement suffisant des réseaux et un déploiement accéléré du stockage, le système risque de décourager de nouveaux investissements précisément quand ils sont le plus nécessaires pour maintenir ce leadership en matière de prix bas.
En parallèle, les décisions opérationnelles dérivées du blackout, telles que l’opération en mode sécuritaire avec davantage de cycles combinés et des restrictions accrues à la production renouvelable, entraînent des surcoûts dans les services d’ajustement. Ces surcoûts finissent par être répercutés sur les consommateurs, qui doivent donc financer la stabilité du système même en période d’abondance d’énergie bon marché.
Un marché marginaliste remis en question et la discussion sur la réforme
La conception du marché électrique européen, basée sur le principe de marge ou « energy only », a été mise en question après la crise des prix de 2021-2023. Dans ce système, toutes les technologies qui casent leur énergie sur le marché reçoivent le prix de la dernière centrale nécessaire pour couvrir la demande, qui est généralement la plus chère : souvent un cycle combiné de gaz.
Cette architecture fonctionnait de manière relativement stable durant des années de gaz bon marché, mais la guerre en Ukraine et la volatilité internationale ont dévoilé sa fragilité. Entre 2021 et 2023, les prix de l’électricité ont augmenté de manière soutenue, triplant la moyenne de la décennie précédente, impactant directement le coût de la vie des ménages et la compétitivité industrielle de l’UE.
L’Espagne et le Portugal ont lancé l’« Exception Ibérique », un mécanisme temporaire fixant un plafond au prix du gaz utilisé pour produire de l’électricité. Cette mesure, conjointement au poids accru des renouvelables, a permis de contrôler les prix de gros sur la Péninsule par rapport au reste de l’Europe. La France, de son côté, a appliqué des schémas spécifiques pour le nucléaire historique, comme le ARENH et plus tard le VNU, afin d’atténuer les effets du marginalisme.
Néanmoins, la structure fondamentale du marché reste intacte et l’Europe demeure exposée à de futures crises. La critique principale est que, bien que les renouvelables aient des coûts de production bien plus bas, le design actuel permet aux technologies fossiles coûteuses de continuer à fixer le prix final durant trop d’heures, avec un impact direct sur les factures des familles et des entreprises.
En parallèle, le principe de « neutralité technologique » inspirant une grande partie de la régulation européenne est de plus en plus contesté. Traiter tous les kilowattheures comme équivalents — qu’ils proviennent du charbon, du gaz, du nucléaire, de l’éolien ou du solaire — ignore le fait que chaque technologie a des effets économiques, environnementaux et géostratégiques très différents. Dans un contexte d’urgence climatique et de dépendance aux combustibles importés, il devient de plus en plus difficile de justifier que le système soit neutre face aux différentes sources de génération.
Stockage, réseaux et l’avenir du système électrique
Si l’Espagne souhaite consolider sa position en tant que l’un des pays avec l’électricité la moins chère d’Europe et que cette réalité se ressente concrètement dans les portemonnaies des consommateurs, le consensus parmi les experts s’articule autour de trois piliers à renforcer : le stockage, les réseaux et la réforme réglementaire.
Dans un système où plus de la moitié de la production provient de l’éolien et du photovoltaïque, le stockage à grande échelle devient essentiel. Les batteries à grande échelle, les centrales de pompage hydroélectrique et les solutions basées sur l’hydrogène vert permettent d’absorber les surplus lorsque le vent et le soleil abondent, et de les restituer au réseau lorsque la production diminue ou que la demande augmente.
Face à des technologies rigides, telles que la nucléaire, le stockage offre flexibilité et stabilité, réduit le déversement des renouvelables et permet d’intégrer plus d’énergie propre sans compromettre l’équilibre du système. Pour cela, un cadre réglementaire qui reconnaisse sa valeur systémique et qui le rémunère correctement, par des enchères spécifiques et des schémas de paiements pour capacité, s’avère nécessaire.
Les réseaux électriques représentent le deuxième grand maillon. Sans plus de capacité de transport et une meilleure planification de la distribution, l’Espagne continuera à gaspiller une partie de son électricité la plus bon marché. Le renforcement des nœuds les plus congestionnés, la digitalisation du réseau et une allocation plus équitable de la capacité sont des étapes nécessaires pour éviter les goulots d’étranglement et faciliter la connexion de nouveaux projets renouvelables.
Enfin, le débat autour de la réforme du marché vise à mettre en place des enchères à long terme pour les renouvelables et le stockage, permettant de fixer des prix stables et reflétant vraiment les bas coûts de ces technologies. Cela permettrait aux consommateurs de bénéficier de contrats plus prévisibles et moins soumis à la volatilité du gaz, tandis que les investissements bénéficieraient d’un environnement réglementaire plus sécurisé.
En parallèle, il est proposé de revoir l’utilisation des centrales hydroélectriques, dont la grande capacité de régulation leur confère un pouvoir significatif pour influencer les prix. Un design plus affiné du marché pourrait réduire des comportements potentiellement inflationnistes et aligner mieux le fonctionnement de ces centrales avec l’intérêt général.
Avec ce contexte, l’Espagne se présente au reste de l’Europe comme un laboratoire avancé de transition énergétique : combinant des prix de gros très bas, un fort déploiement renouvelable et, en même temps, des défis sérieux en matière de réseaux, de réglementation et de transfert des économies vers les factures domestiques. Ce qui advenira dans les prochaines années concernant le marché électrique ibérique sera déterminant pour s’assurer que le fait que l’Espagne ait l’un des prix de l’électricité les plus bas d’Europe devienne également une réalité tangible pour les familles et les entreprises, et pas seulement une statistique du marché de gros.
Mon avis :
L’Espagne affiche des prix de l’électricité sur le marché de gros parmi les plus bas d’Europe, favorisés par une forte production renouvelable. Cependant, les consommateurs font face à des factures élevées, avec un foyer moyen payant environ 63 euros par mois. Cette dichotomie souligne les défis d’un système électrique en transition, notamment en matière de gestion des réseaux et d’optimisation des coûts.
Les questions fréquentes :
Quels sont les prix de l’électricité en Espagne par rapport à l’Europe ?
L’Espagne figure parmi les pays avec les prix de l’électricité les plus bas d’Europe, avec un prix moyen d’environ 65 €/MWh. En 2025, le marché ibérique se classait en cinquième position, derrière les pays nordiques et la France. En février 2026, ce prix a chuté à environ 4,23 €/MWh, bénéficiant d’une forte production d’énergie renouvelable.
Pourquoi la facture d’électricité des ménages espagnols reste-t-elle élevée ?
Malgré des prix de marché réduits, les ménages en Espagne font face à des factures d’électricité élevées en raison de la structure tarifaire, des impôts et des coûts régulés. En 2025, la facture moyenne mensuelle pour un utilisateur type était de 69,34 €, ce qui est supérieur à la moyenne communautaire de l’UE.
Comment les énergies renouvelables influencent-elles le système électrique espagnol ?
L’Espagne a un mix électrique dominé par les énergies renouvelables, notamment l’énergie éolienne et solaire, ce qui a contribué à réduire les coûts de génération. Cependant, cette transition pose des défis, comme la gestion d’un système plus décentralisé et la nécessité d’améliorer les réseaux d’électricité.
Quelles sont les conséquences de l’apport massif d’énergie renouvelable ?
Bien que l’Espagne produise une quantité importante d’énergie renouvelable à bas prix, environ 7 % de cette énergie est perdue en raison de limitations sur le réseau électrique, entraînant des périodes de « verti technique ». Cela freine l’intégration de nouvelles capacités renouvelables et entraîne un gaspillage d’énergie qui pourrait bénéficier à la consommation domestique.
