Documentaire et Vérité
@DocuVerite
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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…https://hesperides.edu.es/pages/electricidad_barata.html
https://montelnews.com/news/4e109e2a-dfa9-4081-9fc1-4e11aa7f0163/soaring-ancillary-costs-weigh-on-spanish-power-demand

Le post de @DocuVerite
décrit avec précision un phénomène bien réel et documenté en Espagne : la saturation du système électrique face à la forte pénétration du solaire photovoltaïque et de l’éolien, sans stockage ni flexibilité suffisants. Cela génère du curtailment (déconnexion forcée de production), un effet de cannibalisation des prix (baisse massive des prix de marché aux heures de forte production renouvelable) et une explosion des coûts d’équilibrage du réseau.

Ces éléments fragilisent la rentabilité des projets et augmentent les coûts système supportés par les consommateurs finaux.Les faits vérifiésCurtailment (électricité « jetée ») : Oui, il augmente fortement. En 2025, l’Espagne a connu des niveaux record (près de 9 TWh de renouvelables rejetés sur 11 mois selon certaines analyses, avec le solaire représentant une part croissante). Les projections pour 2026 indiquent un curtailment non compensé autour de 3 TWh (dont une bonne partie solaire), potentiellement jusqu’à 5 % de la production PV dans certaines zones. Cela provient de la saturation du réseau aux heures de pointe solaire (midi), quand la demande est faible. Des provinces comme l’Aragon, Cáceres ou Séville sont particulièrement touchées.

pv-magazine.com

Prix de capture du solaire : Le post mentionne moins de 20 €/MWh en moyenne depuis début 2026. Les données confirment une forte cannibalisation : le solaire capture des prix bien inférieurs à la moyenne du marché (par exemple, autour de 16-25 €/MWh au printemps selon les analyses, avec des heures à prix négatifs ou très bas). En 2025, le taux de capture était déjà descendu vers 54 % de la moyenne du marché. Avec ~50 GW de solaire prévus en 2026, cette pression baissière s’intensifie aux heures solaires. Cela rend les projets merchant (sans subventions ni PPA solides) très risqués financièrement.

modoenergy.com

Coûts des services auxiliaires (équilibrage) : C’est un point critique. Ces coûts (réserves, réglage de fréquence, etc.) explosent pour compenser l’intermittence. Le post cite 26,46 €/MWh en février 2026 (+62 % en un an), supérieur au prix de gros moyen (18,09 €/MWh), et potentiellement ~30 €/MWh en mars. Bien que les données officielles de Red Eléctrica (REE) montrent des niveaux annuels plus modérés sur les années précédentes, l’évolution haussière est confirmée, surtout après l’incident de blackout d’avril 2025 qui a accru les besoins en réserves. Ces coûts pèsent sur le marché de gros et sont répercutés via les tarifs. Il arrive effectivement que le coût d’équilibrage dépasse le prix de l’énergie elle-même sur certains mois.

montelnews.com

Demande et prix pour les industriels/ménages : La demande électrique a reculé en mars 2026 (environ -1,8 à -3,3 % selon les sources, corrigé ou brut). Les industriels (grands consommateurs) s’inquiètent de la hausse des coûts système, qui dégrade leur compétitivité. Pour les ménages, les prix de détail n’ont pas baissé proportionnellement à la chute du prix de gros aux heures solaires : les taxes, péages réseau et coûts d’équilibrage font que l’électricité « abondante » reste chère au final. Des rapports (comme celui d’Hespérides) soulignent que le déploiement massif de renouvelables n’a pas tenu la promesse d’une électricité globalement moins chère pour les usagers, à cause des coûts cachés du système.

hesperides.edu.es

Le cœur du problème : physique et économique

Un système électrique doit équilibrer en temps réel offre et demande avec une stabilité de fréquence et de tension. Les renouvelables variables (solaire surtout) produisent massivement quand le soleil brille, souvent en décalage avec la demande (midi vs pics soir). Sans assez de stockage (batteries encore limitées en Espagne), de flexibilité (centrales gaz rapides, interconnexions, demande pilotable) ou de réseau renforcé, cela mène à :Du gaspillage (curtailment).
Des prix qui s’effondrent (cannibalisation : le solaire « se mange » lui-même).
Des coûts croissants pour stabiliser (réserves tournantes, ramping de centrales conventionnelles).

Le LCOE (coût nivelé) du solaire est bas, mais il ignore la valeur temporelle et le coût système. Quand la part renouvelable variable dépasse un certain seuil sans adaptations, le modèle se retourne : investissements qui ne produisent plus de valeur pleine, signaux prix brouillés, et facture finale plus lourde.

L’Espagne est effectivement un « miroir en avance » pour l’Europe : fort ensoleillement + déploiement rapide de PV → problèmes visibles plus tôt qu’en Allemagne ou ailleurs.

Des solutions émergent (batteries en accélération, hybridation, renforcement du réseau, demande flexible via data centers ou électrification), mais elles coûtent cher et prennent du temps. Le gouvernement a lancé des paquets d’urgence (investissements dans le réseau, facilitation du stockage).En résumé, le post n’exagère pas le diagnostic : l’addition simple de capacités renouvelables ne suffit pas à créer une électricité abondante et bon marché. La réalité physique de l’équilibre permanent et des coûts d’intégration pèse lourd. C’est une leçon pour toute transition énergétique ambitieuse : il faut penser le système dans son ensemble, pas seulement les MW installés. Des débats similaires existent dans d’autres pays, mais l’Espagne illustre concrètement les limites à haute pénétration sans flexibilité adéquate.