Électricité en Espagne

Alternateur d'une usine textile exposé au musée de la science et de la technique de Catalogne, à Terrassa.

La première application de l'électricité en Espagne remonte à 1852, alors que le pharmacien Domenech à Barcelone éclaire sa boutique avec « une méthode de son invention ». La même année, la place de l'armurerie et le Congrès des députés de Madrid sont éclairés à l'aide d'une cellule galvanique[1].

Les premières dynamos font leur apparition à Barcelone en 1873 et une première compagnie d'électricité, La Maquinista Terrestre y Marítima, naît en 1876. Elle produit son électricité grâce à une dynamo branchée à la machine à vapeur de la frégate Victoria, qui mouille à trois kilomètres de Barcelone.

Elle est suivie de nombreuses autres compagnies dans les deux dernières décennies du XIX^e siècle. Toutes ces compagnies font face à un même problème : elles produisent du courant continu, alors impossible à transporter sur de longues distances. Les centrales s'établissent donc à proximité immédiate de leurs consommateurs au cours des premières années[2].

La centrale et le barrage de Ricobayo, construits entre 1929 et 1935 sur le cours inférieur de la rivière Esla, un affluent du fleuve Duero.

L'apparition du courant alternatif au début du XX^e siècle transforme l'industrie en permettant le transport de l'électricité sur de grandes distances. Des sociétés anonymes sont formées pour exploiter le potentiel des grands fleuves du pays : l'Èbre (Hidroelectrica Ibérica), le Douro (Saltos del Duero), le Júcar (Hidroeléctrica Española), Saltos del Sil, Hidroeléctrica de Cataluña, Hidroeléctrica del Cantábrico, Saltos del Nansa, Fuerzas Hidroeléctricas del Segre. En 1929, la puissance installée des centrales espagnoles est multipliée par 12 par rapport à celle de 1901 et atteint 1 154 MW. Quatre-vingt-un pour cent de cette puissance est d'origine hydraulique[3].

Au moment de la guerre civile, en 1936, la capacité des centrales atteint 1 491 MW avec la mise en service l'année précédente de la centrale de Ricobayo (es) sur l'Esla, un affluent du Duero. La production de cette nouvelle centrale s'ajoute aux surplus d'approvisionnement qu'enregistre le pays. Au cours des années suivantes, les nouvelles mises en service seront insuffisantes pour compenser la perte d'installations détruites ou endommagées pendant le conflit, si bien qu'en 1944-1945, l'Espagne se retrouve en situation de pénurie[3].

Comme le reste de l'économie espagnole, l'industrie électrique connaît de graves difficultés au sortir de la Deuxième Guerre mondiale, en raison d'un blocus économique qui réduit les importations et des politiques économiques du régime franquiste. La politique de fixation des prix, qui stabilise les prix malgré l'inflation galopante, fait augmenter la demande et nuit aux investissements dans de nouvelles installations. En cinq ans à peine, les déficits constatés en 1944 deviennent chroniques[4].

Ces problèmes surviennent parallèlement à une réorganisation de l'industrie. Hidroeléctrica Ibérica, une entreprise intégrée active au Pays basque, fusionne le 30 septembre 1944 avec Saltos del Duero, propriétaire de la centrale de Ricobayo, pour former Iberduero S.L.[5]. Affaire strictement privée jusqu'alors, l'électricité devient affaire d'État, qui décide d'occuper une place plus active dans le secteur, notamment avec la création d'Endesa (Empresa Nacional de Electricidad), en 1944 et d'ENHER (Empresa Nacional Hidroeléctrica del Ribagorzana) en 1949[4].

La centrale nucléaire José Cabrera, à Zorita, près de Guadalajara, entre en service en 1968.

Le développement des grandes rivières de l'Espagne reprend et s'accélère durant les années 1950 et 1960, alors que sont mises en chantier les plus grandes centrales hydroélectriques du pays. Iberduero met en service deux puissantes centrales sur le Duero : la centrale de Saucelle en 1956, suivi par l'aménagement d'Aldeadávila en 1963, tandis qu'Hidroeléctrica Española inaugure la centrale d'Alcántara en 1970.

Le développement hydroélectrique se trouve cependant limité par la disponibilité de sites compatibles ; son importance relative décroît rapidement dans les approvisionnements nationaux. D'un sommet de 84 % en 1960, l'hydroélectricité ne représente plus que 50 % de la puissance installée dix ans plus tard, alors que la capacité du pays passe de 6 567 à 17 924 MW entre 1960 et 1970[4].

Pour ces raisons, les entreprises du secteur se tournent vers les filières thermiques, au fioul notamment, ainsi que vers l'énergie nucléaire, dès la fin des années 1950. La première centrale du pays, la centrale José Cabrera, une centrale de 153 MW située à Zorita, près de Guadalajara, est mise en service par Unión Fenosa à la fin de 1968[4]. Des entreprises espagnoles mettront en service deux autres centrales peu de temps après : Santa María de Garoña en 1971 et Vandellós I l'année suivante.

Le premier choc pétrolier de 1973 a des conséquences sérieuses pour le pays, qui tarde à réagir à la situation nouvelle créée par l'augmentation des prix du combustible. Une série de nouvelles centrales thermiques au fioul qui avaient été programmées dans le cadre du premier plan énergétique national de 1969 entrent en service entre 1973 et 1976, mais les prix du pétrole sont multipliés par six en moins d'un an[6].

Pendant que les centrales au fioul sont exploitées en pointe seulement en raison du coût du carburant, un programme accéléré de construction de centrales thermiques au charbon est mis en œuvre, particulièrement dans les régions côtières. Par ailleurs, cinq réacteurs sont mis en service entre 1980 et 1986 aux centrales nucléaires d'Almaraz, d'Ascó et de Cofrentes qui ajoutent plus de 4 500 MW au bilan[6]. Malgré le moratoire nucléaire — mis en place en 1984 sous le gouvernement socialiste de Felipe González[7] —, deux autres centrales entreront en production à la fin des années 1980 : Vandellos II en 1987 et Trillo, en 1988.

À la fin des années 1980, le secteur connaît une autre période difficile. L'industrie ne dispose pas de revenus suffisants en raison des politiques tarifaires imposées par le gouvernement qui sont inférieures à l'inflation, elle est aussi essoufflée par l'importance des investissements requis pour construire le parc de production nucléaire et la sous-utilisation du parc de centrales thermiques au fioul, reléguées à une utilisation sporadique en période de pointe. À compter de 1985, se développe un marché de 7 000 MW, qui permet d'améliorer le sort de certaines entreprises qui ont pris le virage de la substitution du pétrole[8].

Une nouvelle formule de calcul du prix de l'électricité, le Marco Legal y Estable, améliore la situation financière de l'industrie, en établissant de nouvelles règles tarifaires qui tiennent compte des investissements, du prix de production et de distribution, tout en introduisant un mécanisme de compensations entre les sociétés participantes. Ce retour à la santé financière coïncide avec une nouvelle phase de consolidation des entreprises existantes, en quelques groupes majeurs, comme Endesa, qui absorbe entre autres Sevillana de Electricidad, en plus d'acquérir des participations dans les entreprises catalanes Fuerzas Eléctricas de Cataluña (Fesca), Hidroeléctrica Cataluña (Hidruña) ainsi qu'Eléctricas Reunidas de Zaragoza, pendant qu'au même moment, les sociétés biscayennes Hidroeléctrica Española et Iberduero combinent leurs forces pour créer Iberdrola[8].

Pendant que se mettent en place les instruments d'un marché concurrentiel, avec la Loi d'organisation du système électrique national[9] (LOSEN), la création d'un opérateur public du réseau de transport, Red Eléctrica de España, le Conseil de l'Union européenne met en place la directive de 96/92/CE sur les règles communes pour le marché intérieur de l'électicité[10]. Après des consultations entre le gouvernement et l'industrie, la Loi 54/1997 du secteur électrique crée un marché de l'électricité à compter du 1^er janvier 1998[11].

L'ouverture du marché espagnol aux sociétés européennes, dont l'allemande E.ON et Électricité de France (EDF), fait craindre une perte de contrôle du secteur. S'engagent alors une série de discussions entre les entreprises du secteur énergétique espagnol afin de mettre en place un « champion national », de taille à concurrencer les grandes entreprises étrangères[12]. Des pourparlers entre Repsol et Iberdrola avortent en 1999[13]., alors qu'un mariage entre Iberdrola et Endesa achoppe en 2001 après que les partenaires jugent négativement les conditions imposées par le gouvernement à leur union[14].

Une autre fusion, cette fois entre Iberdrola et la société catalane Gas Natural, a aussi échoué en 2006 en raison de l'insistance des principaux actionnaires du distributeur de gaz à vouloir contrôler le conseil d'administration de l'entité fusionnée[15].

Les spéculations d'une union entre Iberdola et Gas Natural ont repris en 2008, au moment où Acciona et Enel se disputent à la tête d'Endesa qui, menacée par une OPA hostile d'E.ON, fusionne avec un consortium dirigé par le géant italien de l'énergie. La présence de l'entreprise de bâtiment et travaux publics espagnole est imposée par Madrid, qui craint une prise de contrôle étrangère[16]. Enel rachète la participation minoritaire d'Acciona en 2009 pour 11 milliards d'euros[17].

À partir du milieu des années 1990, la politique énergétique s'oriente vers la stimulation des énergies renouvelables, avec un système de primes qui a provoqué le décollage de ces technologies, en particulier de l'énergie éolienne.

En 2005, le gouvernement espagnol approuve une nouvelle loi dont l'objectif était de produire 30 % de l'énergie nationale à partir des énergies renouvelables jusqu'à parvenir à 20,1 GW en 2010 et 36 GW en 2020[18]. Il est prévu que la moitié de cette énergie provienne du secteur éolien, ce qui éviterait l'émission de 77 millions de tonnes de dioxyde de carbone[19].

Entre 2004 et 2007, les gouvernements de plusieurs communautés autonomes approuvèrent des lois telles que la Ley de Fomento de las Energías Renovables d'Andalousie[20], qui rendent obligatoire l'installation de panneaux solaires sur les bâtiments de logements de construction neuve ou qui doivent subir une rénovation intégrale, à usage de chauffage et eau chaude, afin de réduire la dépendance du gaz naturel, du gazole et du butane. Cette mesure avait déjà été adoptée antérieurement par les conseils municipaux de diverses cités comme Madrid et Barcelone.

En 2011, le gouvernement espagnol a approuvé le Plan National des Énergies Renouvelables qui fixe des objectifs pour la période 2011-2020 de 35 000 MW installés en 2020 en éoliennes terrestres et 3 000 MW en éoliennes offshore[21].

Mais le gouvernement espagnol de Mariano Rajoy, après son arrivée au pouvoir fin 2011, suspend les dispositifs de soutien aux nouveaux projets d'énergies renouvelables : le ministère de l'Industrie annonce le 27 janvier 2012 la clôture temporaire du programme de tarifs d'obligation d'achat d'énergies renouvelables pour les nouveaux projets ; les projets déjà approuvés continuent à bénéficier de ces tarifs ; cette suspension est justifiée par la crise économique et surtout par le déficit dû au programme qui s'accumulait dans les comptes des opérateurs, ces derniers n'étant pas autorisés à répercuter les surcoûts d'achat d'énergies renouvelables dans leurs tarifs de vente, mais seulement à comptabiliser ces surcoûts dans des comptes d'attente ; le gouvernement prépare une réforme pour éliminer ces déficits[22], qui atteignent 26 milliards d'euros en 2013 ; l'État a dépensé plus de 50 milliards € d'aides aux renouvelables de 1998 à 2013, avec une hausse de 800 % à partir de 2005 ; le gouvernement annonce son intention de réduire fortement les aides à l'éolien[23].

Centrale thermique de Teruel (Province de Teruel)

La production d'électricité en Espagne s'est longtemps caractérisée par la prépondérance des centrales thermiques à combustibles fossiles, principalement à charbon et fioul à l'origine, progressivement remplacées par le gaz naturel depuis la construction de nombreuses centrales à cycle combiné : les combustibles fossiles totalisaient 40,6 % en 2019, mais les énergies renouvelables (EnR) les ont presque rejoints avec 38,1 % ; elles étaient passées en tête pour la première fois en 2014 avec 41,2 %, mais ont été fortement affectées par l'arrêt de la politique de soutien aux EnR et par une suite d'années de sécheresse qui ont réduit de plus de moitié la production hydroélectrique. Les centrales à gaz ont couvert 31,5 % de la demande en 2010, devenant la principale source de production électrique, puis sont redescendues à 20,8 % en 2018, du fait de la baisse des prix du charbon dont la part est passée de 8,7 % en 2010 à 18,7 % en 2014 avant de retomber à 14,4 % en 2018, et à la forte croissance des énergies renouvelables ; mais l'effondrement du charbon à 5,2 % en 2019 a propulsé le gaz à 30,8 %. La production hydroélectrique varie fortement d'une année à l'autre, en fonction des précipitations (exceptionnellement faibles en 2012 et 2017), et la couverture de la demande par les autres renouvelables était en progression, stimulée par les subventions accordées par les gouvernements successifs jusqu'en 2013, puis à nouveau à partir de 2018. Ainsi, tandis qu'en 2005 l'énergie éolienne couvrait 7,7 % de la demande, en 2019 elle atteignait 20,3 %, et le solaire 5,5 %. Par ailleurs, les 6 centrales nucléaires espagnoles ont vu leur part dans la production électrique faiblir progressivement du fait du gel du parc nucléaire dû au moratoire nucléaire de 1983, alors que la production totale continuait sa croissance au cours des dernières décennies : elles sont passées de 35,7 % en 1990 à 21,3 % en 2019[24].

La production espagnole d'électricité a connu une forte croissance de 2000 à 2008 : +42 % en 8 ans, soit +4,5 % l'an. La crise de la fin 2008 a entraîné une chute de 5,6 % en 2009 ; après une légère rémission en 2010 (+2,8 %), la chute a repris ensuite : -7,6 % entre 2010 et 2014 ; la production de 2019 est encore inférieure de 9,1 % à celle de 2010.

Les énergies renouvelables ont connu une très forte croissance : +160 % en 10 ans, de 2000 à 2010, soit en moyenne +10 % par an, suivie d'une baisse de 10,6 % en 2 ans due à deux années de sécheresse exceptionnelle qui ont fortement réduit la production hydroélectrique ; l'essentiel de la croissance des EnR est provenue de l'éolien ; le solaire photovoltaïque a commencé à apporter une contribution substantielle à partir de 2008, et le solaire thermodynamique à partir de 2010 ; de 2013 à 2017, ces énergies ont cessé de progresser, les subventions ayant été supprimées. En 2015, une nouvelle sécheresse exceptionnelle a causé une nouvelle chute des EnR (-12 %), renforcée par le recul de la production éolienne ; en contrepartie, les énergies fossiles ont progressé de 15 %. Ce scénario s'est reproduit en 2017.

Les statistiques de REE donnent la production nette (déduction faite des consommations propres des centrales) selon une répartition différente de celle de l'AIE. En 2019 (estimations provisoires) la demande a reculé de 1,5 % à 264,8 TWh ; la production est restée stable à 261,0 TWh ; la part du charbon s'est effondrée de 14,3 % à 5,0 % au bénéfice du gaz (21,9 % contre 11,5 %) ; la part des énergies renouvelables a reculé de 38,5 % à 26,8 % du fait de la chute de la production hydroélectrique à 9 % contre 13,1 % en 2018, malgré la progression de l'éolien (20,6 % contre 19 % et du solaire (5,5 % contre 4,7 %) ; avec le nucléaire (21,2 %), la part de l'électricité produite sans émission de CO₂ s'est établie à 58,6 % ; le solde des échanges internationaux est resté importateur, mais en forte baisse à 6,6 TWh. La puissance installée des énergies renouvelables s'est accrue de 5 000 MW, soit +10 %[25]. La chute de la production au charbon, due notamment à la forte hausse des prix du Système communautaire d'échange de quotas d'émission, qui a rendu le charbon moins compétitif que le gaz, a permis de réduire d'un tiers les émissions de CO₂ du secteur électrique espagnol[26].

NB : jusqu'en 2016, REE ne distinguait pas les parts renouvelables de l'hydraulique et des déchets ; la comparaison avec 2017 en est faussée.

La part des énergies renouvelables avait reculé en 2014 du fait de la forte baisse de la production hydroélectrique (-27,5 %) et éolienne (-5,7 %), due à des conditions météorologiques défavorables (sécheresse, moins de vent), qui avait conduit à une forte hausse de la production à base de combustibles fossiles : +13,2 %. En 2016, on observe l'évolution inverse (sauf pour l'éolien) et en 2017, la très forte baisse des ressources hydriques cause à nouveau un bond des productions à base de combustibles fossiles.

REE fournit l'évolution de la part de la production renouvelable pour la zone « péninsulaire »[n 4] : 21,3 % en 2008 ; 34,8 % en 2010 ; 41,9 % en 2013 ; 42,4 % en 2014 ; 36,5 % en 2015 ; 40,3 % en 2016 ; 33,7 % en 2017 ; 40,1 % en 2018[s 2].

NB : les déchets étaient répartis entre la cogénération et les « autres renouvelables » jusqu'en 2014.

La progression de l'éolien en 2018 concerne surtout les systèmes insulaires, en particulier les Canaries, dont la puissance installée éolienne a doublé, passant de 207 MW à 413 MW et de 7,4 % à 13,8 % de la puissance totale de l'archipel[s 3] ; le Plan éolien Canarien prévoit un fort développement des infrastructures de production éolienne et de transport d'électricité en vue de la transition énergétique et de l'électrification de la société[s 4].

La puissance installée d'une centrale électrique n'est pas utilisée à 100 % en permanence. Son facteur de charge (ou taux d'utilisation) est un paramètre important.

Les facteurs de charge sont très différents :

• le nucléaire est très largement en tête ; les centrales nucléaires, ayant le coût marginal le plus faible et un coût d'investissement initial élevé à amortir, fonctionnent en permanence à plein régime, sauf pendant l'arrêt annuel pour rechargement et maintenance ;
• les centrales à énergies fossiles ont des facteurs de charge bien plus bas du fait de leur coût marginal plus élevé, qui justifie leur utilisation seulement en période de demi-pointe : aux alentours de 50 % pour le charbon, dont la baisse des prix a stimulé l'utilisation ; autour de 15 % pour le gaz naturel (cycle combiné), qui tient le rôle de terme de bouclage ; la cogénération a un facteur de charge plus élevé (50 à 60 %) parce qu'elle alimente des usages nécessitant une puissance assez constante (process industriels, bâtiments hospitaliers, etc) ;
• les énergies renouvelables ont des facteurs de charge modestes, du fait de leurs caractéristiques techniques : l'hydraulique fluctue fortement entre 10 et 20 % selon les variations des précipitations ; la puissance des centrales de lac est largement dimensionnée pour permettre leur utilisation comme moyen de régulation à la pointe de la demande (sauf les centrales au fil de l'eau) ; l'éolien (autour de 24 %) et le solaire photovoltaïque (autour de 20 %) sont pénalisés par leur forte intermittence, et affectés de variations climatiques, moins fortes que celles de l'hydraulique, mais non négligeables ; le solaire thermodynamique a facteur de charge un peu meilleur que celui du photovoltaïque, grâce à ses capacités de régulation par stockage de sels fondus ; seule la biomasse a un facteur de charge assez élevé : près de 50 %, car elle peut fonctionner en continu.

Afin de compenser l'intermittence des énergies éolienne et solaire dans les systèmes insulaires, des projets de centrales de pompage-turbinage sont en développement : la première réalisation est le complexe « hydro-éolien » de l'île d'El Hierro qui a atteint en 2018 une part de 56,5 % de la production électrique de l'île, en progression de dix points par rapport à 2017[s 4] ; un projet de plus grande taille est en préparation pour l'île de Gran Canaria : il consiste à relier les barrages de Soria et de Chira par une installation de pompage-turbinage de 200 MW, soit 36 % de la demande en pointe de l'île[s 5].

Centrales thermiques fossiles en Espagne.

Centrale thermique de Badalona-Sant Adria, 2006.

Centrale thermique de Velilla, 2012.

• (es) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en espagnol intitulé « Anexo:Centrales térmicas en España » (voir la liste des auteurs).

En 2018, la puissance installée des centrales thermiques à combustible fossile était au total de 44 545 MW[s 1], dont :

• charbon + lignite : 10 030 MW (22,5 %)
• fioul/gaz : 2 490 MW (5,6 %)
• gaz (cycle combiné) : 26 284 MW (59,0 %)
• cogénération : 5 741 MW (12,9 %).

Leur production était de 113 017 GWh (39,5 % de la production totale de l'Espagne)[s 1], dont :

• charbon + lignite : 37 274 GWh (36,2 % du total fossile)
• fioul/gaz : 6 683 GWh (6,5 %)
• gaz (cycle combiné) : 30 044 GWh (29,2 %)
• cogénération : 29 016 GWh (28,2 %).

La crise de fin 2008 a fait chuter la production à base de combustibles fossiles de 22,5 % en 4 ans ; les unités à combustible national (lignite et charbon) étant prioritaires, la baisse a surtout porté sur le fioul et le gaz ; par contre, le charbon a progressé de 126 % entre 2010 et 2012 à la suite de la forte baisse de son prix sur le marché international. La production « fossile » augmente fortement lors des années de sécheresse, comme en 2017 où elle a bondi de 18,5 % pour compenser la chute de 49 % de la production hydroélectrique.

Iberdrola prépare en 2019 la fermeture de ses deux dernières centrales à charbon, situées au nord de l'Espagne dans les régions des Asturies et de Castille-et-Léon. Le démantèlement de ces deux centrales devrait durer quatre ans, à partir de son approbation par le ministère de la Transition écologique espagnol ; le groupe prévoit l'installation dans les mêmes régions de parcs de production d'énergie solaire et éolienne de dernière génération. Il reste cinq autres centrales à charbon en Espagne, dont deux ont annoncé leur fermeture[31].

Les principales centrales étaient, en 2011, par ordre de puissance installée :

Centrales nucléaires en Espagne.

Centrale nucléaire d'Almaraz (Province de Cáceres)

• (es) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en espagnol intitulé « Energía nuclear en España » (voir la liste des auteurs).

En 2019, l'Espagne disposait de sept réacteurs nucléaires en fonctionnement (après la fermeture définitive de la centrale nucléaire Santa María de Garoña), situés sur cinq sites différents, dotés d'une puissance de 7 121 MW, qui ont produit 21,4 % de la production nationale d'électricité[32].

La Centrale nucléaire Santa María de Garoña, dont le réacteur BWR de 466 MW avait été mis en service en 1971 dans la Province de Burgos, a été fermée fin 2012.

Un moratoire nucléaire a été adopté par le gouvernement socialiste de Felipe González en 1983. Le parti socialiste de Zapatero, réélu en 2008, a annoncé dans son programme électoral la sortie progressive du nucléaire civil, les centrales arrivant à fin de terme devant être fermées dans la mesure où l'approvisionnement énergétique du pays demeurait garanti. Il devait se prononcer en juin 2009 sur la fermeture effective de la centrale de Garoña, prévue pour 2011[33]. Le Conseil de sécurité nucléaire s'est lui prononcé en faveur de la prorogation, pour dix ans, de la licence de la centrale, à condition que la sécurité soit renforcée[33]. La centrale de Cabrera a été fermée en avril 2006.

Le gouvernement a autorisé en juin 2012 la poursuite de l'exploitation de la centrale de Garoña pour six ans, mais à la fin de l'année l'opérateur de cette centrale a décidé de la fermer définitivement pour des raisons économiques[34].

Un rapport de l'ambassade de France à Madrid décrit la politique de l'Espagne en matière de gestion des déchets radioactifs et de démantèlement des installations nucléaires : un « Plan Général des Déchets Radioactifs », dont la dernière version a été adoptée par le gouvernement en 2006, établit les priorités assignées à l'entreprise publique ENRESA, en particulier le lancement du projet d'« Almacen Temporal Centralizado » (ATC), centre de stockage temporaire centralisé à réaliser d'ici à 2018, venant en relais des sites d'entreposage du combustible usé sur les sites des centrales dont les piscines arrivent à saturation. Un débat s'est engagé sur une possible prolongation de la durée d'exploitation des centrales nucléaires de 40 à 60 ans[35].

• (es) Cet article est partiellement ou en totalité issu de l’article de Wikipédia en espagnol intitulé « Energía renovable en España » (voir la liste des auteurs).

En 2019, l'Espagne a produit 38,1 % de son électricité à partir d'énergies renouvelables (EnR) : éolien (20,3 %), hydraulique (9,8 % contre 13,4 % en 2018), solaire (5,5 %), biomasse (1,8 %), déchets (0,7 %) ; en 2018 la part des EnR était de 39,2 % ; en 2014, elle avait culminé à 41,2 %[24]. Le graphique ci-contre fait ressortir les très fortes fluctuations de l'hydraulique, l'ascension de l'éolien jusqu'à 2013 et sa stagnation jusqu'à 2017, de même que celle du solaire, et leur redémarrage depuis 2018.

Les énergies renouvelables en Espagne n'étaient représentées, jusqu'à la fin du XX^e siècle, que par l'énergie hydroélectrique. Cependant, depuis une quinzaine d'années, les gouvernements successifs ont impulsé les technologies éolienne et solaire.

En 2011, le gouvernement espagnol a approuvé le Plan National des Énergies Renouvelables qui fixait des objectifs de 35 000 MW installés en 2020 en éoliennes terrestres et 3 000 MW en éoliennes offshore[21].

Mais le gouvernement de Mariano Rajoy, après son arrivée au pouvoir fin 2011, a suspendu les dispositifs de soutien aux nouveaux projets d'énergies renouvelables[22].

Le parlement espagnol a voté en 2013 un impôt sur la production d'électricité de 7 %, qui a été dénoncé par une vingtaine d'associations d'entreprises du secteur des énergies renouvelables comme « excessif et inutile »[36].

L'État a dépensé plus de 50 milliards € d'aides aux renouvelables de 1998 à 2013, avec une hausse de 800 % à partir de 2005 ; le gouvernement a transmis le 5 février 2014 à la commission de la concurrence sa proposition de nouveau système de rétribution des renouvelables : ce sont surtout les aides à l'éolien qui sont fortement réduites ; en particulier, les parcs éoliens antérieurs à 2004 (28 % de la puissance éolienne installée) sont privés de toute aide publique, le gouvernement estimant que leurs propriétaires ont déjà obtenu plus que la « rentabilité raisonnable établie par la loi », fixée à 7,4 % ; les producteurs d'énergies renouvelables doivent désormais vendre leur production directement sur les marchés, l'État leur garantissant cette « rentabilité raisonnable » via une rétribution calculée sur la base de l'investissement initial et des coûts d'exploitation. Par contre, le solaire thermodynamique va recevoir plus d'aides publiques ; pour le solaire photovoltaïque, l'association patronale du secteur estime que ces nouvelles règles vont réduire les aides de 25 % , ce qui selon elle va conduire la majorité du secteur à la faillite[23].

En 2017, le gouvernement a relancé une politique de soutien aux énergies renouvelables avec le lancement en juillet d'un appel d'offres pour 5 037 MW d'EnR, dont 3 909 MWc de projets photovoltaïques à installer d'ici fin 2019[37].

Le gouvernement espagnol a révisé en février 2019 ses objectifs de politique énergétique : il prévoit désormais de porter en 2030 la part des énergies renouvelables dans la production d'électricité à 74 % ; plus de 60 GWc de projets solaires seront nécessaires pour atteindre cet objectif[38].

La production d'électricité à partir de biomasse et déchets totalisait 6 831 GWh en 2019[39], dont :

• biomasse solide : 4 099 GWh ;
• biogaz : 921 GWh ;
• agrocarburants liquides : 12 GWh ;
• déchets urbains : 1 530 GWh
• déchets industriels : 269 GWh.

Elle a été multipliée par 10,2 en 29 ans (1990-2019). La part renouvelable des déchets est estimée à 765 GWh[24].

Le secteur, concurrentiel depuis l'ouverture d'un marché de l'électricité national, le 1^er janvier 1998, et son élargissement dans l'ensemble de la Péninsule Ibérique depuis l'ouverture du MIBEL, le 1^er juillet 2007[54], est aujourd'hui dominé par trois grands opérateurs qui produisent près de 80 % de l'énergie électrique :

• Iberdrola, opérateur historique du pays basque, est devenu le premier opérateur du pays, avec 31 % de la production et 33 % de la puissance installée en 2009. Iberdrola est premier producteur mondial d'énergie éolienne ; c'est aussi le plus gros producteur d'énergie nucléaire d'Espagne après reprise des activités de Iberduero. En novembre 2006, Iberdrola a acheté le britannique Scottish Power, devenant le n^o 3 européen de l'énergie électrique. Iberdrola est devenu en 2010 l'une des plus grandes sociétés productrices d'électricité au monde[55]
• Endesa, qui était encore au début des années 2000 le principal producteur et distributeur d'électricité en Espagne et en Amérique latine, est aujourd'hui filiale du groupe italien ENEL et occupe le second rang (29 % de la production).
• Unión Fenosa, acquis par le géant gazier Gas Natural au début 2009 se retrouve avec la 3^e place avec 21 % de la production nationale[56].

Parmi les opérateurs de plus petite taille, on peut citer :

• HC Energía (anciennement Hidrocantábrico), basé en Cantabrie et dans les Asturies.
• E.ON España (anciennement Electra de Viesgo, racheté en 2008 par le géant allemand E.ON).

Le 30 novembre 2014, E.ON a annoncé la cession à l'australien Macquarie de ses actifs en Espagne et au Portugal pour 2,5 milliards d'euros[57].

Cette concentration s'observe également dans le secteur de la distribution électrique, alors que les trois géants du secteur accaparent 94 % du marché, laissant une portion congrue aux 326 autres distributeurs présents sur le territoire en 2007[58].

En mai 2020, Total annonce l'acquisition à Energias de Portugal (EDP) d'un portefeuille de 2,5 millions d'abonnés gaz et électricité résidentiels en Espagne, soit une part de marché de 12 % dans le gaz et de 6 % dans l'électricité, ainsi que de deux centrales électriques fonctionnant au gaz en Navarre (850 MW), qui complèteront les 2 000 MW de centrales solaires que Total compte développer en Espagne[59].

• Régulateur national : Comisión Nacional de Energía (CNE)

La Convention internationale relative à la constitution d'un marché ibérique de l'énergie électrique (MIBEL) entre l'Espagne et le Portugal[60], conclue à Santiago de Compostela le 1^er octobre 2004, a approuvé une nouvelle organisation en vertu de laquelle l'Opérateur du Marché Ibérique (OMI) est converti en une entité composée de deux sociétés mères, avec des participations croisées entre elles de 10 %, et détenant chacune la propriété de 50 % du capital de deux sociétés gestionnaires du marché, la société gestionnaire portugaise, OMI-Pôle Portugais, SGMR (OMIP), gérant le marché à terme et la société gestionnaire espagnole OMI, Pôle espagnol S.A. (OMIE), le marché spot.

En application de cette convention, le 1^er juillet 2011 l'Opérateur du Marché Ibérique de l'Énergie, Pôle Espagnol, S.A., (OMEL) a transmis en bloc la branche de gestion du marché de l'électricité et d'autres produits de base énergétique, développée jusque-là par OMEL, en faveur de OMI, Pôle espagnol S.A. (OMIE).

• OMEL[61] : société holding espagnole détenant 50 % des deux sociétés gestionnaires du marché OMIE et OMIP.
• OMIE[62] : société gestionnaire du marché spot ibérique. Sur le site d'OMIE sont consultables et téléchargeables toutes les statistiques de prix et quantités échangées.
• OMIP : société gestionnaire du marché à terme ibérique.

• (es) REE, El sistema eléctrico español 2018 (Rapport annuel 2018 de REE sur le système électrique espagnol), Red Eléctrica de España, 28 juin 2019 (lire en ligne)

• Autres références

• (en) Agence internationale de l'énergie, Spain 2009 Review, Paris, Agence internationale de l'énergie, coll. « Energy Policies of IEA Countries », 2009, 156 p. (ISBN 978-92-64-06036-4, DOI 10.1787/9789264060364-en, présentation en ligne)
• (es) José María Marcos Fano, « Historia y panorama actual del sistema eléctrico español », Física y Sociedad, n^o 13,‎ automne 2002, p. 10-17 (lire en ligne, consulté le 9 février 2013)
• (es) Juan Carlos García Adán et Yolanda Diego Martín, « El archivo histórico de IBERDROLA y la industria eléctrica en España », Congreso de historia económica, Santiago de Compostela,‎ septembre 2005 (lire en ligne, consulté le 3 février 2013)
• Cayetano Espejo Marin, « L'énergie électronucléaire en Espagne », Annales de Géographie, vol. 111, n^o 625,‎ 2002, p. 319-328 (lire en ligne, consulté le 4 février 2013)
• Directive  96/92/CE du Parlement européen et du Conseil concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité, 31996L0092, adoptée le 19 décembre 1996, JO du 31 janvier 1997, p. 20-29, entrée en vigueur le 19 février 1997, abrogée le 26 juin 2003 par 32003L0054 [consulter en ligne, notice bibliographique]
  
• (en) Gilberto Vega et Javier Campos, Concentration measurement under cross-ownership. An application to the Spanish electricity sector, Universidad de Las Palmas de Gran Canaria. Departamento de Análisis Económico Aplicado, 15 septembre 2002, 25 p. (lire en ligne)

• Énergie en Espagne
• Consommation d'énergie

• (es)Production et demande en temps réel, sur le site de Red Eléctrica Española.
• (es)Prix de l'électricité en Espagne de 2006 à 2010

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