Les contraintes du réseau espagnol portent l’écrêtement solaire à un record de 1,2 TWh

L’essor solaire se heurte aux limites du réseau

Le secteur photovoltaïque espagnol fait face à un écart croissant entre sa capacité de production et celle du système électrique à absorber cette énergie. Selon La Vanguardia, l’électricité écartée a atteint un record de 1,2 térawattheure en juin 2026, près de six fois le niveau d’un an auparavant et neuf fois celui de 2024. Cette hausse menace la rentabilité de projets financés sur la base de prix plus élevés et de recettes plus stables.

Le photovoltaïque a représenté un record de 29,5% de la production électrique espagnole en juin 2026. Le pays a ajouté 20 GW de capacités photovoltaïques depuis 2024, un déploiement que La Vanguardia compare, par son ampleur, à l’ouverture de 20 centrales nucléaires. Cette expansion a réduit les émissions et allégé les coûts pour les consommateurs, mais elle a aussi accentué la congestion aux heures de forte production solaire.

L’accès au réseau constitue désormais l’une des principales contraintes. Selon l’association professionnelle Aelec, 88% des nœuds de raccordement disposent de moins de 1 MW de capacité libre. Même lorsqu’un raccordement est possible, la faiblesse de la demande en journée et le manque de batteries empêchent d’utiliser ou de stocker toute l’électricité disponible.

Prix nuls et recul des revenus solaires

Les données d’Aurora Research citées par La Vanguardia montrent que 892 GWh n’ont pas pu être intégrés au système en 2025 du seul fait des contraintes du réseau. Aurora prévoit que 2,5% de toute la production espagnole sera écartée en 2026. L’excès d’offre photovoltaïque contraint également les producteurs à proposer leur électricité à des prix nuls ou négatifs lorsque poursuivre l’exploitation est préférable à l’arrêt des installations.

Le marché de gros espagnol a enregistré 759 heures de prix nuls ou négatifs en 2025, contre 696 heures sur l’ensemble de 2024, selon l’Union espagnole du photovoltaïque. Le prix moyen perçu par les centrales solaires a reculé de 19,7%, de 42,28 euros par MWh à 33,95 euros par MWh. Cette baisse réduit directement la capacité de remboursement des projets dont le financement reposait sur des prix de marché plus élevés.

Les coûts de gestion du système augmentent parallèlement. Les mesures d’exploitation renforcées par le gestionnaire REE pour limiter le risque de panne ont accru de 49% le coût des contraintes techniques et des services d’ajustement, à 3,77 milliards d’euros. Enrique Calabuig, associé chez Abencys, a expliqué à La Vanguardia que les projets pourraient devoir modifier leur calendrier de construction, renégocier leurs remboursements, lever des capitaux supplémentaires ou réorganiser leur exploitation si les hypothèses initiales de prix, de contrats PPA et de financement ne se réalisent plus.

Les investisseurs deviennent plus sélectifs

L’impact varie selon l’emplacement et la structure contractuelle. L’Estrémadure et Saragosse figurent parmi les zones les plus touchées, même si les centrales proches d’un raccordement disponible peuvent rester rentables. L’existence d’un contrat à prix fixe, d’autorisations complètes et d’une voie claire vers l’exploitation commerciale influence également le niveau de risque.

Ces différences transforment le marché des transactions. Selon le rapport Spanish Energy Deal Pulse Q1 2026 d’Alvarez & Marsal, la part du solaire dans les opérations énergétiques espagnoles est passée de 70% en 2024 à 52% en 2025. Les investisseurs privilégient désormais les actifs en service ou proches du démarrage, avec un raccordement confirmé, du stockage, des PPA ou d’autres protections contre la volatilité des revenus. Le photovoltaïque espagnol reste investissable, mais la position sur le réseau et la sécurité des recettes deviennent déterminantes pour le financement et la valorisation.