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En Espagne certains jours + de 30 % de l’électricité est tout simplement jetée. On produit massivement à midi, lorsque la demande est insuffisante, et faute de stockage ou de flexibilité, on déconnecte. Ainsi, une part croissante des investissements réalisés ne produit… aucune valeur.
Ce n’est plus un simple ajustement marginal du système, mais un symptôme de saturation.
Mais le phénomène le plus préoccupant n’est peut-être pas celui là. Le graphique de droite révèle que l’électricité devient abondante précisément au moment où elle ne vaut plus rien.
Ainsi depuis le début de 2026, le solaire en Espagne capture en moyenne moins de 20 €/MWh. À ces niveaux, la question n’est plus seulement celle de la rentabilité des projets, c’est la solidité même de leur structure financière qui commence à vaciller...
Le modèle économique sur lequel une grande partie du parc photovoltaïque a été construit montre ainsi ses limites. Car ce que ces graphiques révèlent, c’est une fragilité intrinsèque d'un système saturé aux heures solaires finit mécaniquement par détruire la valeur qu’il produit.
À cette première tension s’en ajoute une seconde, moins visible mais tout aussi déterminante : celle du coût croissant de l’équilibrage du système.
La hausse des coûts des services auxiliaires destinés à stabiliser le réseau électrique espagnol continue en effet de peser sur l’ensemble du marché. Ces services, indispensables pour compenser les fluctuations liées à l’intermittence de l’éolien et du solaire, voient leur facture s’alourdir à mesure que ces sources prennent de l’ampleur.
Selon les données du gestionnaire de réseau Red Eléctrica, ces coûts ont atteint 26,46 €/MWh en février, soit une hausse de 62 % en un an. Le prix moyen de l’électricité sur le marché de gros en février s’est établi à 18,09 €/MWh, soit un niveau inférieur au coût des services nécessaires pour stabiliser le réseau.
Il coûte donc désormais plus cher de maintenir l’équilibre du système que de produire l’électricité elle-même…
En mars, ces coûts auraient « facilement » atteint les 30 €/MWh, selon l’association des grands consommateurs industriels, dans un contexte où la demande d’électricité reculait de 3,3 % sur un an.
En renchérissant les coûts d’équilibrage et en déstabilisant les signaux de prix, ce modèle fragilise directement la compétitivité industrielle.
Lorsque l’électricité devient à la fois volatile, artificiellement bon marché à certains moments et coûteuse dans son ensemble, elle brouille les décisions d’investissement, décourage l’implantation industrielle et fragilise l’économie réelle.
En Espagne, les prix de l’électricité pour les ménages ont augmenté de manière significative sur longue période, malgré la montée en puissance de technologies supposées « bon marché ». La raison est simple, c’est que l’électricité peu chère sur le marché de gros devient, une fois intégrés les coûts système, une électricité coûteuse pour l’usager final.
Ce que révèle le cas espagnol, au fond, c’est la fin de l’illusion selon laquelle il suffirait d’additionner des capacités renouvelables pour produire une électricité abondante et bon marché. La réalité est plus rude.
Un système électrique n’est pas une somme de moyens de production, mais un équilibre permanent entre offre, demande et stabilité.
En négligeant cette réalité physique, on a construit un modèle qui, arrivé à maturité, se retourne contre lui-même : il produit trop quand il ne faut pas, et détruit la valeur qu’il prétend créer.
L’Espagne n’est pas un échec isolé ; elle est le miroir, en avance, de ce qui attend une large partie de l’Europe…
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