Espagne : la transition énergétique sous tension ?

L’Espagne a réussi sa montée en puissance des renouvelables et bénéficie d’une électricité moins chère, mais le réseau électrique n’a pas suivi, ce qui crée de fortes limites techniques.
La panne de 2025 a surtout révélé des faiblesses d’infrastructure et de stabilité du système ; ce ne sont pas les renouvelables en eux-mêmes qui sont en cause.
Le vrai enjeu devient politique et stratégique : fermer ou non le nucléaire, développer rapidement le stockage, et sortir de l’isolement énergétique lié au manque d’interconnexions avec la France.

La nation ibérique s’est en effet imposée comme un des laboratoires européens de la décarbonation rapide : l’éolien représente désormais 28,5 % du mix électrique ; le solaire (photovoltaïque et thermique confondus), près de 22 %; tandis que l’hydraulique contribue à hauteur de 12,4 % du total. Pour sa part, le nucléaire demeure stable autour de 19,8 % (avec sept réacteurs en fonctionnement) et les cycles combinés au gaz ont été réduits à 11,2 %. Ces derniers servent désormais essentiellement d’appoint.

Cette configuration marque une rupture profonde avec 2019, année où les combustibles fossiles fixaient encore le prix du marché espagnol durant 75 % du temps. En 2025-2026, ils ne l’ont effectivement fait que 19 % du temps. De fait, plus de 40 GW de capacités renouvelables ont été installés depuis 2019, au point que, lors des pics d’ensoleillement, plus de 80 % de la demande instantanée est couverte par des sources renouvelables. Cette performance a contribué à faire baisser les prix marginaux de l’électricité et à attirer des industries électro-intensives ainsi que des centres de données, notamment dans des communautés autonomes comme l’Aragon.

Pourtant, derrière ces succès statistiques se profile un paradoxe. L’infrastructure physique du réseau n’a pas suivi le rythme de la production. Entre 2020 et 2023, les investissements dans les réseaux ont diminué de 18 % alors même que la puissance explosait. Résultat : au 1^er décembre 2025, 85,7 % des sous-stations espagnoles n’avaient plus de capacité de connexion pour de nouveaux clients et la Navarre atteignait un taux de saturation de 99,2 %. Les mégawatts ont été prioritaires là où la résilience a été reléguée au second plan.

La panne du 28 avril 2025 : un électrochoc national

Ce déséquilibre s’est révélé brutalement le 28 avril 2025. À 12h33, une perte soudaine de 2,2 GW en moins de vingt secondes provoque une chute de fréquence sous un seuil critique. Les interconnexions avec la France et le Maroc se déconnectent automatiquement, isolant la péninsule ibérique du reste de l’Europe. En quelques minutes, le réseau s’effondre. Soixante millions de personnes sont privées d’électricité pendant 10 à 20 heures.

L’enquête menée par le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ENTSO-E) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) est claire : les renouvelables ne sont pas les responsables de cette panne géante. Les rapports soulignent en effet des oscillations de tension détectées avant l’incident ainsi qu’une faible disponibilité thermique au moment critique et des réglages de protection trop sensibles sur certains équipements. Le facteur déterminant est en réalité le manque d’inertie du système, c’est-à-dire la défaillance des dispositifs capables d’amortir les fluctuations.

L’AIE insiste grandement sur un déficit d’investissement dans la modernisation du réseau et non pas sur la nature du mix énergétique en lui-même, contredisant les discours alarmistes que l’on peut lire ou entendre à ce sujet encore aujourd’hui.

La panne a néanmoins ravivé un débat sensible : comment garantir la stabilité d’un système fortement décarboné sans stockage massif ni interconnexions robustes ?

Nucléaire et stockage : le dilemme d’Almaraz

La question se cristallise en partie autour de la centrale nucléaire d’Almaraz (Estrémadure), dont les deux réacteurs (près de 2 GW) doivent fermer entre 2027 et 2028. Les opérateurs du site (à savoir les entreprises espagnoles Iberdrola, Endesa et Naturgy) demandent une prolongation de trois ans, invoquant la sécurité d’approvisionnement et le risque d’une hausse des prix de 25 % à 30 % pour le consommateur final. Ils dénoncent également une fiscalité écrasante, représentant désormais 40 % des coûts d’exploitation.

Le gouvernement de Pedro Sánchez reste ferme, estimant qu’un report enverrait un signal contradictoire aux investisseurs en matière d’emmagasinage et d’énergies renouvelables. Or, le stockage demeure précisément le maillon faible : la capacité des batteries espagnoles, qui était d’à peine 120 MW en 2024, devrait atteindre environ 12 GW pour assurer une stabilité complète du réseau national. Le pompage hydraulique joue un rôle clé dans ce processus de stockage, mais ne suffit plus à absorber des excédents solaires croissants.

Parallèlement, la demande des centres de données, de plus en plus nombreux en Espagne, devrait tripler outre-Pyrénées, passant de 200 MW en 2024 à plus de 730 MW en 2026. Le pays est très attractif au sein de l’Union européenne dans le domaine, notamment grâce aux prix bas de son électricité, mais la saturation du réseau pousse désormais certains projets vers Marseille, Milan ou Lyon.

Le « mur » français et la bataille des interconnexions

À ces contraintes internes s’ajoute une dimension géopolitique. Le 12 février 2026, lors d’un sommet sur la souveraineté industrielle, le président de la République française, Emmanuel Macron, affirme que le modèle espagnol fondé « à 100 % » (chiffre plus qu’approximatif, puisque l’Espagne en est en réalité à 55 %) sur les renouvelables pose un « problème » de stabilité. Dans ce cadre, il relativise l’importance d’accroître les interconnexions transpyrénéennes afin de résoudre ledit problème. Paris a d’ailleurs exclu plusieurs projets de lignes transfrontalières à très haute tension à travers l’Aragon et la Navarre de son plan énergétique 2025-2035, alors qu’il s’agit de travaux réclamés par Madrid de longue date.

Officiellement, il s’agit de préserver la stabilité du réseau européen. Néanmoins, à Madrid, ces propos sont interprétés comme un protectionnisme énergétique visant à éviter que l’électricité espagnole bon marché ne concurrence la production nucléaire française. L’Espagne plafonne à 2,8 GW d’interconnexion avec la France, loin de l’objectif fixé par l’UE pour 2030. Faute d’exportation suffisante, le pays a dû recourir à des curtailments massifs, c’est-à-dire à des coupures de production renouvelable (qui sont passées de 1,8 % à 7,2 % entre mai et juillet 2025 afin de gérer l’excédent).

La comparaison avec le Danemark, capable de gérer plus de 80 % d’éolien grâce à de puissantes interconnexions avec le marché Nord Pool (qui comprend une bonne partie de l’Europe du Nord et centrale), nourrit le débat.

Le sentiment que le principal partenaire diplomatique de l’Espagne cherche à la maintenir dans un état d’« île énergétique » totalement coupée du reste du continent européen ne peut que nourrir l’incompréhension et la rancœur sur place. C’est un sentiment d’autant plus prégnant que ces interconnexions permettraient de pallier d’éventuelles nouvelles fluctuations sur le marché électrique espagnol.

L’hydrogène « vert », nouveau front stratégique

Face au blocage électrique, Madrid mise résolument sur l’hydrogène « vert ». Le projet H2Med (anciennement appelé « BarMar »), qui repose sur un futur hydrogénoduc sous-marin entre Barcelone et Marseille, ambitionne de faire de l’Espagne un fournisseur majeur dans le domaine, avec l’objectif de produire 10 % de l’hydrogène renouvelable de l’Union européenne d’ici 2030. Une coentreprise réunissant Enagás (opérateur espagnol du marché gazier), NaTran (son homologue français) et REN (son équivalent au Portugal) a ainsi reçu 28,3 millions d’euros de fonds européens pour lancer l’infrastructure. Pourtant, là encore, des tensions diplomatiques subsistent, notamment autour de la faisabilité technique et financière de l’ensemble.

Un rôle de pionnier fragile

Ainsi donc, en 2026, l’Espagne incarne un paradoxe énergétique. Pionnier européen de la production renouvelable et des prix compétitifs, elle se heurte à la saturation de ses réseaux, à un déficit de stockage et à un isolement diplomatique partiel (qu’elle cherche à contourner en se tournant vers d’autres partenaires, comme l’Irlande).

La panne de 2025 a montré que la vulnérabilité ne venait pas du solaire ou de l’éolien en eux-mêmes, mais de l’architecture du système. L’avenir dépendra par conséquent de trois variables décisives : une rémunération des réseaux suffisamment incitative pour débloquer près de 60 milliards d’euros d’investissements, un déploiement massif du stockage avant la fermeture de la centrale d’Almaraz et une stratégie diplomatique capable de lever le « mur » énergétique français.

À la croisée des chemins, l’Espagne doit transformer son avance technologique en sécurité structurelle. Pour elle, la transition énergétique n’est plus seulement un enjeu climatique : elle est devenue un test de souveraineté nationale et de crédibilité européenne.

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