AleaSoft Energy Forecasting, 9 octobre 2026. Les élections générales anticipées convoquées pour le 29 novembre ouvrent une nouvelle étape politique à un moment important pour le secteur de l’énergie. Une grande partie des décisions prises au cours de la prochaine législature concerneront des investissements dont la durée de vie utile s’étend sur plusieurs décennies. Les renouvelables, le stockage, les réseaux, le nucléaire, l’industrie et les nouvelles sources de demande ont tous besoin de visibilité, de stabilité réglementaire et d’une planification technique à long terme.
Le temps politique et le temps de l’investissement
La convocation des élections générales ouvre une nouvelle période de débat sur les priorités économiques et énergétiques de l’Espagne. Le Congrès des députés et le Sénat ont été dissous par le décret royal 806/2026 du 5 octobre, et les élections se tiendront le 29 novembre.
Pour le secteur de l’énergie, cependant, les horizons temporels sont très différents de ceux des cycles politiques. Une centrale solaire photovoltaïque ou un parc éolien, une batterie, une infrastructure de réseau ou une installation industrielle sont planifiés, financés et exploités sur des périodes qui peuvent couvrir plusieurs décennies. Les décisions d’investissement prises aujourd’hui dépendront de l’évolution du marché, de la réglementation, de la demande et du mix de production sur un horizon qui dépasse largement la prochaine législature.
Ce décalage entre le temps politique et le temps de l’investissement rend particulièrement importantes la stabilité, la prévisibilité et la continuité de la planification. Cela ne signifie pas que la réglementation ne doit pas évoluer. Les circonstances économiques, technologiques et géopolitiques changent, et le cadre réglementaire doit pouvoir s’adapter. Mais plus le volume d’investissement nécessaire est important et plus les délais de retour de ces investissements sont longs, plus il est essentiel de disposer de règles claires et de pouvoir anticiper la direction des changements.
Une transformation qui s’étend jusqu’en 2030 et au-delà
L’Espagne abordera la prochaine législature en pleine transformation de son système électrique. Le Plan national intégré énergie-climat, PNIEC 2023-2030, prévoit pour la fin de cette décennie un système avec 81% de production d’électricité renouvelable, 22,5 GW de stockage et 19 GW d’autoconsommation, ainsi qu’une hausse substantielle de l’électrification.
Le PNIEC prévoit également que la demande d’électricité augmentera de 34% en 2030 par rapport à 2019 et que l’électrification de l’économie atteindra 35% de l’énergie finale. Atteindre ces objectifs exige de développer simultanément la production, le stockage, les réseaux et la nouvelle demande.
La prochaine législature couvrira donc des années décisives pour atteindre ces objectifs et devra gérer plusieurs dossiers qui conditionneront la configuration du système bien plus longtemps.
Le rôle de l’énergie nucléaire
L’un des sujets qui continueront de retenir l’attention est l’énergie nucléaire. En août 2026, l’arrêté TED/864/2026 a renouvelé l’autorisation d’exploitation des deux réacteurs de la centrale nucléaire d’Almaraz jusqu’au 8 juin 2030. Cette décision a modifié les dates prévues jusqu’alors pour cette centrale, alors que le scénario retenu dans la planification envisage toujours une réduction progressive de la capacité nucléaire au cours des prochaines années.
Les décisions prises sur le calendrier de fermeture des centrales nucléaires auront des implications pour le mix de production, la disponibilité de capacité ferme, les émissions, les importations et les exportations et, dans certaines circonstances, les prix du marché de l’électricité.
La question devra être analysée en tenant compte conjointement de la sécurité d’approvisionnement, des coûts du système, de l’évolution de la demande et du rythme d’intégration des renouvelables, du stockage et des autres sources de flexibilité.
Renouvelables et stockage : du déploiement à l’intégration
Le développement des renouvelables et du stockage sera un autre des principaux points d’attention des prochaines années. La croissance de la production photovoltaïque et de la production éolienne transforme le profil horaire du marché. À mesure que la production renouvelable augmente, il devient plus important de disposer de flexibilité pour déplacer l’énergie entre les heures, réduire les écrêtements, répondre aux périodes de prix bas ou négatifs et couvrir les besoins du système lorsque la production renouvelable diminue.
L’objectif du PNIEC de 22,5 GW de stockage d’énergie en 2030 reflète l’ampleur du changement prévu. Par ailleurs, une part importante de l’investissement est déjà en cours. Fin 2025, le MITECO a attribué 818 millions d’euros à 126 projets de stockage qui, une fois en service, ajouteront 2,2 GW de capacité. Les projets retenus relèvent principalement du stockage hybride et des batteries autonomes.
Au cours des prochaines années, il sera important que le déploiement du stockage progresse au même rythme que la croissance des renouvelables. Les autorisations, l’accès et le raccordement au réseau, l’hybridation et l’évolution des différents marchés auxquels les batteries peuvent participer détermineront la rentabilité des projets et, par conséquent, le rythme de leur développement.
Le marché de capacité entre désormais dans sa phase de développement
L’arrêté TED/966/2026, publié au BOE le 17 septembre et en vigueur depuis le lendemain, a formellement créé un marché de capacité pour le système électrique péninsulaire. Son objectif est de répondre aux éventuels problèmes d’adéquation susceptibles de mettre en danger la sécurité d’approvisionnement, en garantissant la disponibilité d’une capacité ferme suffisante.
Le mécanisme prévoit des procédures concurrentielles pour contracter de la capacité et est conçu pour que la production, le stockage et la demande puissent tous y participer, aussi bien avec des installations existantes qu’avec de nouveaux projets, à condition de respecter les exigences établies.
L’approbation de l’arrêté n’est cependant que le point de départ. Il reste à concevoir et à convoquer les enchères prévues, à définir les besoins de capacité ferme et à préciser différents aspects du fonctionnement du mécanisme.
Une grande partie de cette mise en œuvre aura lieu au cours de la prochaine législature. Pour les investissements dans le stockage, la production pilotable et les autres sources de flexibilité, l’évolution du marché de capacité sera particulièrement pertinente, car elle peut ajouter une nouvelle source de revenus à ceux obtenus sur le marché de gros et dans les services d’équilibrage.
Les réseaux au cœur de la transformation
La transformation du système électrique dépendra également de la disponibilité de réseaux électriques capables d’intégrer simultanément la nouvelle production, le stockage et la nouvelle demande. L’ampleur du défi s’est accrue. La dernière proposition de planification du réseau de transport à l’horizon 2030, mise à jour après l’examen de plus de 2500 contributions, porte l’investissement prévu à plus de 17 000 millions d’euros, soit 30% de plus que la proposition initialement soumise à consultation publique.
La nouvelle demande occupe une place particulièrement importante. Quelque 41% des demandes reçues au cours du processus de planification concernaient la demande, contre 40% liées à la production et 19% au stockage.
À l’issue du processus de consultation, le nombre de positions de réseau prévues pour desservir la nouvelle demande a également augmenté. La planification comprend en outre davantage de postes électriques et de lignes ainsi qu’un volume plus important de renforcements des infrastructures existantes.
Ces chiffres traduisent une évolution importante. Au défi du raccordement de la nouvelle production renouvelable s’ajoute désormais celui de créer de la capacité pour de nouvelles industries, les data centers, l’électrification des ports et des chemins de fer, le stockage, la production d’hydrogène et d’autres nouvelles sources de demande.
De nouveaux outils réglementaires accompagnent ce processus. En juillet 2026, la CNMC a approuvé la résolution qui établit les permis d’accès flexibles pour la demande aux réseaux de transport et de distribution, une formule conçue pour faciliter de nouveaux raccordements lorsque l’accès ferme ne peut pas être accordé initialement dans les conditions demandées.
La planification et la réglementation des réseaux seront donc l’un des facteurs décisifs pour que les projets prévus puissent se concrétiser.
La demande repart à la hausse
L’évolution de la demande d’électricité sera une autre des variables qui détermineront les besoins futurs du système. Après plusieurs années de croissance modérée, les données de 2026 montrent une tendance haussière plus nette. Au cours des neuf premiers mois de l’année, la demande d’électricité en Espagne a augmenté de 3,2% en termes bruts par rapport à la même période de 2025, selon Red Eléctrica. Une fois corrigée des effets de température et de calendrier, la croissance a été de 1,8%.
Une croissance soutenue de la demande sera importante pour le processus d’électrification et aussi pour intégrer l’augmentation de la production renouvelable. Une demande plus élevée pendant les heures de forte production solaire et éolienne peut contribuer à réduire les écrêtements et les épisodes de prix très bas ou négatifs, et à limiter la cannibalisation des prix capturés par les centrales renouvelables.
L’électrification industrielle, les véhicules électriques, les pompes à chaleur, la production d’hydrogène et les data centers pourraient modifier considérablement aussi bien le niveau que le profil de la demande au cours des prochaines années.
La transformation des demandes de raccordement et des projets annoncés en consommation réelle dépendra, entre autres facteurs, de la disponibilité du réseau, des délais administratifs et de la compétitivité de l’approvisionnement énergétique.
Énergie et compétitivité industrielle
La politique énergétique de la prochaine législature sera également étroitement liée à la compétitivité de l’industrie. L’Espagne dispose d’abondantes ressources renouvelables et du potentiel nécessaire pour augmenter considérablement sa production d’électricité renouvelable. Transformer ce potentiel en avantage compétitif pour l’économie exige toutefois que l’énergie parvienne aux consommateurs dans des conditions compétitives et avec une prévisibilité suffisante.
Les coûts d’approvisionnement, la fiscalité, les réseaux, les mécanismes de contractualisation à long terme, les PPA, l’autoconsommation, le stockage et la flexibilité font partie des variables qui conditionnent les décisions d’investissement de l’industrie et des grands consommateurs.
Il sera également important de trouver un équilibre entre différents objectifs : faciliter la nouvelle production et la nouvelle demande, garantir la sécurité d’approvisionnement, développer les infrastructures nécessaires, progresser dans la décarbonation et limiter les coûts pour l’ensemble des consommateurs.
Des investissements sur 30 ans face à des cycles politiques de quatre ans
Les élections du 29 novembre détermineront la composition du prochain Parlement et, ensuite, celle du futur Gouvernement. Les politiques concrètes dépendront du résultat électoral et des majorités qui pourront se former.
Mais quel que soit le gouvernement, une grande partie des défis du système demeureront : intégrer d’importants volumes de renouvelables, développer le stockage et la flexibilité, adapter les réseaux, gérer l’avenir de la production nucléaire, répondre à la croissance de la demande et faire en sorte que le potentiel renouvelable de l’Espagne contribue à renforcer la compétitivité de l’économie. Ce sont des questions dont les effets dépassent largement le cadre d’une seule législature.
Une batterie, une centrale renouvelable, une infrastructure de réseau ou une nouvelle installation industrielle exigent des investissements dont les horizons de retour s’étendent sur de nombreuses années. Les financer suppose de construire des scénarios sur l’évolution future des revenus, des coûts et des risques. C’est pourquoi la stabilité réglementaire est nécessaire. La stabilité ne signifie pas pour autant l’absence de changement. Elle signifie que les changements sont prévisibles, qu’ils s’inscrivent dans une planification cohérente et qu’ils permettent aux entreprises et aux investisseurs d’anticiper la direction que prend le système.
Des scénarios à long terme pour des décisions qui dépassent une législature : le rôle d’AleaGreen et d’AleaConsulting
Dans un secteur où de nombreux investissements ont des horizons de vingt, trente, voire quarante ans, la capacité à apporter de la visibilité sera l’un des facteurs qui détermineront le rythme des investissements et la transformation du système électrique espagnol au cours de la prochaine décennie. Cette visibilité exige de traduire chaque question ouverte, qu’il s’agisse du calendrier nucléaire, du déploiement du stockage, des enchères du marché de capacité, de la planification des réseaux ou de la croissance de la demande, en scénarios quantitatifs de prix, de revenus et de risques.
AleaGreen, la division d’AleaSoft Energy Forecasting spécialisée dans les prévisions à long terme, élabore des courbes de prix des marchés de l’électricité avec des horizons allant jusqu’à 40 ans et une granularité horaire, avec des scénarios et des métriques probabilistes qui permettent d’évaluer la bancabilité des projets renouvelables, hybrides et de stockage, ainsi que le financement PPA, selon différentes hypothèses d’évolution du système. AleaConsulting, de son côté, accompagne les développeurs, les investisseurs, les institutions financières et les grands consommateurs avec des rapports réglementaires et d’expertise, des audits de prévisions, des due diligences et l’évaluation de portefeuilles renouvelables.
Source : AleaSoft Energy Forecasting