Électricité en Espagne

La production d'électricité en Espagne est dominée par les énergies fossiles et depuis les années 2000 marquée par une forte croissance des énergies renouvelables, notamment l'énergie éolienne.

En 2011, l’Espagne, avec une population de 46,13 millions d'habitants, avait une consommation d'électricité de 258,5 TWh, soit 5 604 kWh/habitant .

En comparaison, la consommation en France (65,12 M hab.) était de 476,5 TWh, soit 7 318 kWh/habitant.

La répartition de la production électrique en Espagne est de : 48,4 % en 2012 provenant des énergies fossiles ; de 30,5 % pour les énergies renouvelables (dont 16.6 % pour l'énergie éolienne ; 8,2 % pour l'énergie hydraulique et 4 % pour l'énergie solaire) et 21 % à partir de l'énergie nucléaire.

Historique

L'histoire du développement de l'électricité en Espagne depuis le XIX^e siècle a connu plusieurs périodes d'expansion et recul, des phases d'interventionnisme plus ou moins grand de l'État ainsi qu'une concentration entre une série d'acteurs privés et publics. Chacune de ces phases est marquée par la progression d'une filière : d'abord l'hydroélectricité pendant la première moitié du siècle, puis le pétrole et le nucléaire, pour répondre à l'augmentation rapide de la demande qui a suivi la fin de la période autarcique du régime franquiste jusqu'à l'entrée en vigueur du moratoire sur l'énergie nucléaire de 1984. À compter des années 1990, l'Espagne adopte avec enthousiasme l'énergie éolienne, dont elle devient un leader mondial, ainsi que la filière gazière, avec la domination graduelle de la production provenant de centrales thermiques au gaz à cycle combiné.

Précurseurs (avant 1900)

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 galvaniquecellule galvanique.

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.

Développement de l'hydroélectricité (1900-1950)

Fichier:Presa de Ricobayo.jpg

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.

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.

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.

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.. 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.

Maturation du secteur (1950-1990)

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.

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. 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.

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. Malgré le moratoire nucléaire — mis en place en 1984 sous le gouvernement socialiste de Felipe González —, deux autres centrales entreront en production à la fin des années 1980 : Vandellos II en 1987 et Trillo, en 1988.

Consolidation et ouverture des marchés (depuis 1990)

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.

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.

Pendant que se mettent en place les instruments d'un marché concurrentiel, avec la Loi d'organisation du système électrique national (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. 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.

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. Des pourparlers entre Repsol et Iberdrola avortent en 1999., 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.

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.

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. Enel rachète la participation minoritaire d'Acciona en 2009 pour 11 milliards d'euros.

Production

Vue d'ensemble

Évolution de la production électrique en Espagne en TWh (1980-2011)

Centrale thermique de Teruel (Province de Teruel)

La production d'électricité en Espagne se caractérise par la prépondérance des centrales thermiques à combustibles fossiles, principalement à charbon et fioul à l'origine, en partie remplacées par le gaz naturel depuis la création de nombreuses centrales à cycle combiné : les combustibles fossiles totalisaient 46 % en 2012. Les centrales à gaz ont couvert 27 % de la demande en 2009, devenant la principale source de production électrique, puis sont redescendues à 14,6 % en 2011, grâce à la baisse de la demande causée par la crise de 2008, à la baisse des prix du charbon qui est repassé en tête avec 19,8 %, et à la forte croissance des énergies renouvelables qui en 2012 couvraient 30,5 % de la demande. La production d'énergie hydraulique varie avec les années, en fonction des précipitations (exceptionnellement faibles en 2012), et la couverture de la demande par les autres renouvelables est en progression, stimulée par les subventions accordées par les gouvernements successifs. Ainsi, tandis qu'en 2005 l'énergie éolienne couvrait 7,7 % de la demande, en 2012 elle atteignait 21,1 %, et le solaire 6,1 %.

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 % en 1996 à 21 % en 2012.

Le site de REE donne accès à une carte détaillée des centrales électriques espagnoles.

Répartition de la production brute d'électricité en Espagne
par énergie (en valeur absolue et en %)

Cumul en % →

← Productions en TWh

source des données : Red Electrica de España

Évolution de la production brute d'électricité

GWh	2000	2007	2008	2009	2010	2011	2012	%
Charbon	79 846	75 028	49 647	37 312	25 478	46 519	57 662	19,8
Fioul/gaz	17 627	10 785	10 691	10 055	9 553	7 480	7 541	2,6
Gaz naturel*		72 307	95 529	82 240	68 595	55 140	42 510	14,6
Autres thermiques*	16 841	23 451	26 721	28 601	30 973	32 319	33 716	11,6
Sous-total fossiles	114 304	181 571	182 588	158 208	134 599	141 458	141 429	48,5
Nucléaire	62 206	55 102	58 973	52 761	61 990	57 731	61 470	21,1
Hydraulique	31 989	30 478	26 068	29 316	45 477	32 867	24 090	8,3
Éolien	4 616	27 611	32 160	38 253	43 545	42 465	48 472	16,6
Solaire photovoltaïque	2	484	2 498	6 072	6 423	7 425	8 171	2,8
Solaire thermodynamique		8	15	130	692	1 832	3 443	1,2
Biomasse+déchets	1 616	2 589	2 868	3 317	3 333	4 318	4 736	1,6
Sous-total EnR	31 989	61 170	63 609	77 088	99 470	88 907	88 912	30,5
Production brute	214 733	297 843	305 170	288 507	296 059	288 096	291 811	100
Source: Red Eléctrica de España (Rapport 2012): 2012 ; passé et rapport 2000. * gaz naturel = cycle combiné ; autres thermiques = cogénération, incinération déchets, etc.

N.B. : le Ministère de l'Industrie donne des chiffres 2012 plus élevés pour l'éolien : 49 144 GWh et le solaire thermodynamique : 3 773 GWh, mais plus faibles pour le photovoltaïque : 7 915 GWh.

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 en 2011 : -2,7 %, et 2012 connait une légère reprise : +1,3 %.

Les combustibles fossiles ont progressé fortement jusqu'en 2008 : +60 % en 8 ans, le déclin du charbon (-38 %) et du pétrole (-39 %) étant plus que compensé par l'envol du gaz, passé de 0 à 31 % de la production totale. La crise de fin 2008 a fait chuter la production à base de combustibles fossiles de 26,3 % en deux ans ; après une légère reprise en 2011, elle plafonne et reste à 48,5 % du total contre 59,8 % en 2008 ; en 2011 et surtout 2012, le charbon connait une forte remontée (+126 % en 2 ans) aux dépens du gaz (-38 %), comme dans les autres pays européens, du fait de la baisse des prix du charbon sur le marché international.

Le nucléaire a maintenu sa production à peu près constante sur toute la période.

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, qui varie considérablement d'une année à l'autre en fonction des précipitations ; l'essentiel de la croissance des EnR est provenue de l'éolien : +920 % en 12 ans ; le solaire photovoltaïque a commencé à apporter une contribution substantielle à partir de 2008, et le solaire thermoélectrique à partir de 2010 ; le solaire contribue à la production nationale à hauteur de 4 %.

Puissance installée et facteur de charge

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

Puissance installée (P.I.) par type d'énergie (MW) et facteurs de charge (F.C.)

Source d'énergie	P.I. 31.12.2010	P.I. 31.12.2011	% 2011	P.I. 31.12.2012	% 2012	variation % 2012/2011	Prod. brute 2012 (GWh)	F.C. 2012 (%)
Charbon	11 889	12 210	11,5	11 758	11,2	-3,1	57 662	55
Fioul/gaz	5 148	4 376	4,1	3 429	3,2	-7,8	7 541	24
Gaz naturel*	27 096	27 123	25,6	27 194	25,3	+0,1	42 510	17,8
Autres thermiques*	7 306	7 401	7,0	7 361	6,8	-0,3	33 716	52
Total énergies fossiles	51 419	51 110	48,3	49 742	46,2	-0,7	141 429	32,3
Nucléaire	7 777	7 777	7,3	7 853	7,3	0	61 470	89
Hydroélectricité	19 553	19 605	18,5	19 804	18,4	+1,1	24 090	14
dont pompage	2 747	2 747		2 747	2,5	0
Éolien	19 850	21 239	20,1	22 722	20,1	7,0	48 472	25
Solaire photovoltaïque	3845	4249	4,0	4 538	4,2	+6,4	8 171	21
Solaire thermique	532	1 049	1,0	2 000	1,9	+100,3	3 443	26
Biomasse	792	859	0,8	957	0,9	+10,2	4 736	59
Total Énergies renouvelables	43 845	47 002	44,4	50 021	46,5	+7,9	88 912	21
Total	103 839	105 888	100,0	107 616	100,0	+2,3	291 811	31,2
* gaz naturel : cycle combiné ; autres thermiques : cogénération, incinération des déchets, etc. Source : Red Eléctrica de España, Rapports annuels 2011 et 2012.

La puissance installée a progressé de 2,3 % en 2012 ; l'essentiel des gains provient des énergies renouvelables, qui progressent de 7,9 %, en net ralentissement (+11 % en 2011), en particulier du solaire (+6,4 % pour le photovoltaïque et +100,3 % pour le thermique) ; l'éolien progresse de 7,4 %, à peu près comme en 2011 (+7 %) ; un nouveau groupe hydroélectrique de 192 MW a été mis en service. À noter la forte baisse du fioul : -7,8 %, après -19,3 % en 2011 ; la forte hausse des prix du pétrole motive la fermeture des centrales fioul les plus anciennes et les moins performantes. Deux groupes charbon et un groupe fuel/gaz ont été déclassés (686 MW au total).

Les facteurs de charge sont très différents :

• le nucléaire est très largement en tête : 89 % ; les centrales nucléaires, ayant le coût marginal le plus faible et étant peu modulables, fonctionnent en permanence à plein régime, sauf pendant l'arrêt annuel pour rechargement et maintenance ;

• les centrales à énergie 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 : 55 % pour le charbon, qui bénéficie d'une certaine priorité en tant que ressource locale ; de plus, la baisse des prix du charbon a stimulé son utilisation (facteur de charge 2011 : 43,5 %) ; 18 % pour le gaz naturel, qui tient le rôle de terme de bouclage (30 % en 2011 : l'avantage de prix du charbon a défavorisé le gaz) ; 24 % pour le fioul (14 % en 2011), qui n'est appelé qu'en période de forte demande du fait de son coût marginal le plus élevé ;

• les énergies renouvelables ont des facteurs de charge modestes : 21 % en moyenne, du fait de leurs caractéristiques techniques : l'hydraulique (14 %) n'est utilisé que comme moyen de régulation à la pointe de la demande (sauf les centrales au fil de l'eau) ; l'éolien (25 %) et le solaire (photovoltaïque : 21 % ; thermique : 26 %, grâce à ses capacités de régulation par stockage de sels fondus) sont pénalisés par leur forte intermittence ; seuls la biomasse et les déchets ont un assez bon facteur de charge : 59 %, car ils peuvent fonctionner en continu.

Centrales thermiques fossiles

Centrales thermiques fossiles en Espagne.

• (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 2012, la puissance installée des centrales thermiques à combustible fossile était au total de 49 762 MW, dont :

• charbon + lignite : 11 758 MW (23,6 %)
• fioul : 3 429 MW (6,9 %)
• gaz (cycle combiné) : 27 194 MW (54,7 %)
• autres (cogénération, incinération des déchets, etc) : 7 361 MW (14,8 %).

Trois centrales ont été déclassées en décembre 2012 : Aceca I (314 MW - fuel/gaz), Lada 3 (155 MW - charbon) et Pasajes (217 MW - charbon) ; une seule a été mise en service : Puentes García Rodríguez 5 (21 MW - cycle combiné gaz).

Leur production était de 141 429 GWh (48,5 % de la production totale de l'Espagne), dont :

• charbon + lignite : 57 662 GWh (40,8 % du total fossile)
• fioul : 7 541 MW (5,3 %)
• gaz (cycle combiné) : 42 510 GWh (30,1 %)
• autres : 42 510 GWh (23,8 %).

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.

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

Puissance et production des centrales thermiques fossiles en 2011

Centrale	Province	Type	Propriétaire	Puiss. installée (MWe)	Prod. brute (GWh) 2011
As Pontes	La Corogne	mixte (4 charbon + 2 CC)	Endesa	1468+849	7352+432
Castellón	Castellón	cycle combiné gaz	Iberdrola	1 650	2 588
Arcos de la Frontera	Cadix	cycle combiné gaz	Iberdrola	1 613	1 233
Soto de Ribera	Asturies	mixte (2 fioul + 2 CC)	HC_Energía	604+866	1315+1817
Palos de la Frontera	Huelva	cycle combiné gaz	Gas Natural Fenosa	1 200	2 905
Cartagena El Fangal	Murcie	cycle combiné gaz	AES+GDF Suez	1 200	779
Cartagena-Gas Natural	Murcie	cycle combiné gaz	Gas Natural Fenosa	1 200	3 645
Sagunto	Valence	cycle combiné gaz	Gas Natural Fenosa	1 200	4 303
Compostilla II	León	classique charbon	Endesa	1 171	5 194
Litoral de Almería	Almería	classique charbon	Endesa	1 159	5 109
Andorra	Teruel	classique lignite	Endesa	1 102	6 260
Aceca	Tolède	mixte (1 fioul + 2 CC)	Iberdrola+Gas Natural Fenosa	314+774	0+3353

Énergie nucléaire

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 2012, l'Espagne disposait de huit unités nucléaires en fonctionnement, situées sur six sites différents, dotées d'une puissance de 7853 MW (7,3 % de la puissance totale du parc espagnol) qui ont couvert 12,2 % de la demande totale d'énergíe de l'Espagne ; la production brute d'électricité nucléaire a été de 61 470 GWh, soit 21,1 % de la production nationale d'électricité. La production a augmenté en 2012 de 6,5 % par rapport à 2011, du fait d'un moindre nombre d'arrêts pour rechargement ; elle avait baissé de 6,9 % en 2011 pour la raison inverse.

Puissance et production du parc nucléaire en 2011

Tranche nucléaire	Localisation	Type	Mise en service	Puiss.installée (MWe)	Prod. brute (GWh) 2011
Garoña	Province de Burgos	BWR	1971	466	3 742
Almaraz I	Province de Cáceres	PWR	1981	1 035	7 762
Asco I	province de Tarragone	PWR	1983	1 028	6 988
Almaraz II	Province de Cáceres	PWR	1983	983	8 095
Cofrentes	Province de Valence	BWR	1984	1 085	7 901
Asco II	Province de Tarragone	PWR	1985	1 027	7 514
Vandellos II	Province de Tarragone	PWR	1987	1 087	7 347
Trillo	Province de Guadalajara	PWR	1988	1 066	8 383
Total				7 777	57 731
PWR = réacteur à eau pressurisé (REP) ; BWR = réacteur à eau bouillante

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. 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. 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.

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.

Énergies renouvelables

• (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 2012, l'Espagne a produit 29,1 % de son électricité à partir d'énergies renouvelables (EnR) : éolien (16,5 %), biomasse (1,7 %), hydraulique (6,9 %), solaire (4,0 %) ; le système de soutien aux EnR a été particulièrement efficace puisque la part des EnR est passée de 11,7 % en 2002 à 29,1 % en 2012 ; la production a progressé de 0,3 % en 2012 (mais de 18,7 % hors hydraulique) et de 9,5 % par an en moyenne sur la décennie ; les données fournies par Observ'ER ont été corrigées pour éliminer la production des centrales de pompage-turbinage qui n'est pas renouvelable.

Évolution de la production brute d'électricité des énergies renouvelables (TWh)

Source	2002	2009	2010	2011	2012	part 2012*	2012/2011	2012/2002**
Hydraulique	26,3	29,2	45,5	32,9	24,1	8,1 %	-27 %	ns
dont pompage-turbinage	3,4	2,8	3,2	2,3	3,6	1,2 %	ns	ns
Éoliennes	9,3	38,1	44,3	42,4	49,1	16,5 %	+15,8 %	+18,1 %
Biomasse	2,6	3,5	4,0	4,5	5,0	1,7 %	+9,9 %	+6,7 %
Solaire	0,03	6,1	7,2	8,7	11,9	4,0 %	+37 %	+82 %
Production brute EnR	34,8	74,0	97,8	86,2	86,5	29,1 %	+0,3 %	+9,5 %
Part EnR/prod.élec.*	11,7 %	25,1 %	32,3 %	29,6 %	29,1 %
* part 2012 : part dans la production totale d'électricité ; ** 2012/2002 : taux de croissance moyen annuel.

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 2005, le gouvernement espagnol a approuvé 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. Il était 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 .

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

Mais le nouveau gouvernement espagnol de Mariano Rajoy, après son arrivée au pouvoir fin 2011, a suspendu les dispositifs de soutien aux nouveaux projets d'énergies renouvelables : le ministère de l'Industrie a annoncé 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 continueront 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 qui éliminera ces déficits, qui atteignent 26 milliards d'euros en 2013. Cette décision va fortement ralentir le développement des énergies renouvelables ; cependant, les réglementations européennes pourraient amener l'Espagne à réintroduire tôt ou tard des politiques de soutien.

Le parlement espagnol a voté 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 ».

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 vont être fortement réduites ; en particulier, les parcs éoliens antérieurs à 2004 (28 % de la puissance éolienne installée) vont être 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.

Énergie hydroélectrique

Centrales hydroélectriques d'Espagne > 100 MW

Barrage d'Aldeadávila, province de Salamanque, propriété d'Iberdrola

L’Espagne se trouve dans la moyenne des autres pays de l'OCDE quant à la production hydroélectrique : 18,4 % de la production électrique est d'origine hydraulique. La tendance d'évolution de l'énergie hydroélectrique en Espagne au cours des dernières décennies a été toujours à la hausse, malgré les amples fluctuations dues aux variations des précipitations, mais sa part dans le total de la production électrique est allée en diminuant (92 % en 1940 contre 15,2 % en 2010 et 8,3 % en 2012, année exceptionnellement sèche), sa croissance ayant été beaucoup moins rapide que celle de la demande. La puissance installée en Espagne en 2012 était de 19 804 MW, et la production de 24 090 GWh, en baisse de 29,4 % par rapport à 2011. La puissance installée a augmenté de 195 MW en 2012, dont 192 MW grâce à la mise en service en novembre de la centrale de San Esteban II. L'indice de productibilité a atteint le niveau le plus bas jamais observé : 0,46 (0,81 en 2011, 1,29 en 2010, 0,79 en 2009, 0,81 en 2008) : on constate la très forte variabilité de l'hydraulicité, et la fréquence élevée des années sèches sur la période récente.

Puissance installée et production par Communauté Autonome en 2012
Communauté Autonome	P.I. (MW)	Prod. (GWh)
Castille-et-León	4 497	5 642
Galice	3 745	4 809
Catalogne	2 385	3 640
Aragon	1 566	2 551
Asturies	825	1 265
Communauté valencienne	1 310	1 225
Estrémadure	2 312	1 127
Andalousie	1 194	1 025
Cantabrie	463	886
Castille-La Manche	907	802
Total Espagne (MW)	19 805	24 090

La centrale hydroélectrique la plus puissante est celle du barrage d'Aldeadávila dans la province de Salamanque, à la frontière avec le Portugal, sur le Río Duero : 1147 MW (production annuelle : 2300 GWh), suivie par le réservoir José María de Oriol-Alcántara II sur le Tage (province de Cáceres) : 915 MW. D'autres centrales de capacité supérieure à 500 MW sont celles de Cortés-La Muela sur le Júcar (Valencia), Almendra (810 MW, 1376 GWh/an ; appelée aussi Saut de Villarino) sur le Tormes (Salamanque) et Saucelle (525 MW) sur le Duero (Salamanque).

Les principaux aménagements hydroélectriques sont :

• Saltos del Duero (système du Douro) : aménagement de l'ensemble du bassin hydrographique du Douro et de ses affluents Águeda, Esla, Huebra, Tormes et Uces, dans la zone frontalière avec le Portugal. Elle compte 6 centrales avec une puissance installée totale de 3 161 MW.

• Aménagement Saltos del Duero
• 
  Carte des Saltos del Duero incluant les barrages portugais de cette zone du Douro qui ne font pas partie «Saltos del Duero».
• Le barrage de Ricobayo a été le premier construit des Saltos del Duero.
  Le barrage de Ricobayo a été le premier construit des Saltos del Duero.
• Barrage d'Aldeadávila (Province de Salamanque), le n°1 d'Espagne pour la production hydroélectrique.
  Barrage d'Aldeadávila (Province de Salamanque), le n°1 d'Espagne pour la production hydroélectrique.
• Barrage d'Almendra, 3e plus grand réservoir d'Espagne.
  Barrage d'Almendra, 3^e plus grand réservoir d'Espagne.

Saltos del Duero	Province	Rivière	Centrale	Construction	Puissance
Barrage et réservoir de Ricobayo	Zamora	Esla	Ricobayo I	1929-1935	133 MW
			Ricobayo II	-1999	158 MW
Barrage et réservoir de Villalcampo	Zamora	Douro	Villalcampo I	-1949	96 MW
			Villalcampo II	-1977	110 MW
Barrage et réservoir de Castro	Zamora	Douro	Castro I	-1952	80 MW
			Castro II	-1977	110 MW
Barrage et réservoir de Almendra	Zamora Salamanque	Tormes	Villarino	1964-1970	810 MW
Barrage et réservoir d'Aldeadávila	Salamanque	Douro	Aldeadávila I	1956-1963	718 MW
			Aldeadávila II	1983-1986	421 MW
Barrage et réservoir de Saucelle	Salamanque	Douro	Saucelle I	1950-1956	240 MW
			Saucelle II	1989-1989	285 MW

• Bassin du Tage :

• Aménagement du Tage
• 
  Carte du bassin hydrographique du Tage.
• 
  Réservoir de Entrepeñas.
• 
  Barrage José María de Oriol-Alcántara II en Estrémadure.

Aménagement du Tage	Province	Rivière	Construction	Puissance
Barrage de Buendía	Cuenca, Guadalajara	Guadiela	1958	1515 MW
Barrage de Entrepeñas	Guadalajara	Tage	1956	782 MW
Centrale de pompage de Bolarque	Cuenca, Guadalajara	Tage et Guadiela	1910	pompage 208 MW turbinage 400 MW
Barrage José María de Oriol-Alcántara II	Cáceres	Tage	1969	915 MW
Barrage de Gabriel y Galán	Cáceres	Alagon	1961	110 MW

• Bassin de l'Èbre :

• Aménagement de l'Ebre
• 
  Bassin de l'Ebre
• 
  Barrage de Mequinenza ou mer d'Aragón, dans la province de Saragosse.
• 
  Barrage d'Escales, sur la rivière Noguera Ribagorçana, province de Huesca et province de Lérida.
• 
  Barrage de Cavallers, sur le Noguera de Tor, province de Lérida.

Aménagement de l'Èbre	Province	Construction	Puissance	Production*
74 centrales	Huesca		847,3 MW	2 787 GWh
dont : Barrage de Canelles	Huesca	1960	108 MW
30 centrales	Saragosse		372,4 MW	761 GWh
dont : Barrage de Mequinenza	Saragosse	1966	324 MW	743 GWh
34 centrales	Teruel		24 MW	28 GWh
plusieurs centrales	autres provinces		372,4 MW	761 GWh
* Production annuelle moyenne

+ plusieurs autres centrales dans d'autres provinces.

• Bassin du Júcar :

• Aménagement de l'Ebre
• 
  Bassin du Júcar
• 
  Ville fortifiée d'Alarcón avec le barrage au 1er plan.
• 
  Barrage de Contreras
• 
  Barrage de Tous

Aménagement du Júcar	Province	Rivière	Construction	Puissance
Barrage de Alarcón	Cuenca	Júcar	1955	281 MW
centrale de La Muela II à Cortes de Pallás	Valence	Júcar	2012	848 MW
centrales de Víllora, Contreras et Mirasol	Valence	Rio Cabriel	1910-1972	220 MW

Biomasse

La production d'électricité à partir de biomasse et déchets totalisait 4974 GWh en 2012, dont :

• biomasse solide : 3396 GWh ;
• biogaz : 866 GWh ;
• déchets urbains (part renouvelable) : 712 GWh.

De la production à la consommation d'électricité

Après sa production, l'électricité est acheminée jusqu'aux consommateurs par le réseau de transport (grandes artères de répartition nationale à haute tension), puis par le réseau de distribution (lignes à moyenne et basse tension).

Entre la production et la consommation, des quantités d'électricité significatives sont consommées par les équipements des centrales (consommations propres à la production), par le pompage de l'eau dans les réservoirs supérieurs des STEP (stations de transfert de l'énergie par pompage), ou sont perdues dans le transport (pertes en ligne). Enfin, les importations et exportations contribuent à atténuer les contraintes du système électrique.

Voici le raccordement entre production et consommation en Espagne :

De la production brute à la consommation d'électricité

GWh	2007	2008	2009	2010	2011	2012	%
Production brute	297 843	305 170	288 057	296 059	288 096	291 813	100
Consommations propres	9 635	9 257	7 999	7 572	8 129	8 739	3,0
Production nette	288 208	295 913	280 058	288 487	279 967	283 074	97,0
Consommations du pompage	4 432	3 803	3 794	4 458	3 215	5 023	1,7
Solde des échanges extérieurs	−5 750	−11 040	−8 086	−8 333	−6 090	−11 200	3,8
Demande	278 026	281 070	268 178	275 696	270 662	266 851	91,4
Pertes en ligne	20 366	26 656	29 944	23 320	21 688	26 603	9,1
Consommation finale	257 660	257 118	243 830	255 975	249 778	240 248	82,3
Source: Red Eléctrica de España (Rapport 2012).
et Ministère de l'Industrie (Rapport Energia España 2011)
solde des échanges extérieurs : négatif si exportateur

Les statistiques de REE n'indiquent pas les pertes en ligne : elles s'arrêtent à la "demande" mesurée à la sortie des centrales. Les statistiques du Ministère de l'Industrie vont jusqu'à la consommation finale, mais sortent un an plus tard.

En 2012, les consommations propres à la production représentaient 3 % de la production brute, les consommations du pompage 1,7 % et le solde exportateur 3,8 % ; la demande représentaient donc 91,4 % de la production brute ; les pertes en ligne représentaient 9,1 % de la production brute et la consommation finale 82,3 %.

Consommation finale d'électricité

En 2012, la consommation d'électricité de l'Espagne (avant déduction des pertes en lignes) s'est élevée à 266,85 TWh, en baisse de 1,4 % par rapport à 2011 ; la consommation de la partie continentale de 'Espagne (Sistema peninsular en espagnol) a été de 251,71 TWh (94,3 % du total national), en baisse de 1,5 %, et celle des zones non interconnectées (Baléares, Canaries, Ceuta et Melilla) de 15,14 TWh (5,7 % du total), en hausse de 0,7 %.

La décomposition par facteurs explicatifs de l'évolution de la demande « péninsulaire » (= hors systèmes isolés) entre 2010 et 2012 est la suivante :

• effet température : -1,0 % en 2011 et +0,7 % en 2012 ;
• effet du nombre de jours ouvrés : +0,1 % en 2011 et -0,3 % en 2012 ;
• effets conjoncture économique et autres : -1,0 % en 2011 et -2,0 % en 2012 ;
• total évolution de la demande « péninsulaire » : -1,9 % en 2011 et -1,5 % en 2012.

La baisse de la demande est en ligne avec celle du PIB, qui a connu une baisse de 1,4 % en 2012 ; la baisse cumulée de la demande nationale d'électricité atteint 5,1 % en quatre ans ; cette baisse a touché l'ensemble de l'Europe, mais à un rythme plus modéré : -3 % en 4 ans pour l'ensemble des pays de l'Union Européenne appartenant au groupe Continental Europe de ENTSO-E.

Consommation d'électricité par secteur

GWh	2007	2008	2009	2010	2011	%
Industrie	97 292	94 190	76 796	73 490	72 030	30
Transport	2 765	3 120	2 985	3 222	3 158	1,3
Résidentiel	68 214	69 438	71 411	75 679	74 177	31
Services	74 050	79 769	81 019	83 892	82 227	34
Agriculture	5 757	5 722	5 485	4 149	4 067	1,7
non spécifié	2 707	2 855	2 082	4 370	4 283	1,8
Consommation finale	250 785	255 094	239 778	244 802	239 942	100,0
source : AIE

On note l'effondrement de l'industrie : -26 % de 2007 à 2011 ; par contre, les secteurs résidentiel et services progressent : +9 % et +11 %, ainsi que les transports : +14 %.

L'importance du secteur du transport ferré progresse : l'Espagne a dépassé en 2010 la France par le nombre de kilomètres de lignes à grande vitesse installées, et est désormais numéro un en Europe et numéro deux dans le monde dans ce domaine.

Transport et distribution d'électricité

Le système national de transport de l'Espagne est constitué pour l'essentiel des lignes électriques de tension supérieure à 220 kV, ainsi que des autres lignes remplissant des fonctions d'interconnexion entre provinces ou avec l'étranger ; l'ossature principale du réseau national est à 400 kV (très haute tension). L'électricité domestique est à la tension nominale de 230 V, avec une fréquence de 50 Hz.

À fin 2012, le réseau de transport espagnol comptait 41 369 km de lignes haute tension, dont 20 104 km à 400 kV et 21 265 km à moins de 220 kV (18 429 km sur la péninsule ibérique et 2 837 km aux Baléares et aux Canaries). La puissance totale des transformateurs du réseau de transport atteignait 78 020 MVA, dont 73 834 MVA en 400 kV et 4 186 MVA à moins de 220 kV (Baléares et Canaries). En 2012, 860 km de nouvelles lignes ont été mises en service, et la capacité de transformation a augmenté de 4 800 MVA.

En 2011 a été mise en service la liaison par trois câbles de 237 km en 250 kV entre la Péninsule et les Baléares, première interconnexion sous-marine à courant continu en Espagne ; elle a commencé à fonctionner en régime normal à partir d'août 2012, fournissant à partir du système péninsulaire au système des Baléares 15 % de leur consommation électrique et améliorant la fiabilité de la fourniture dans ces îles ; ce projet a représenté le plus grand projet réseau de REE (420 millions d'euros) ; la profondeur maximale atteinte par ces câbles est de 1485 m ; la seule liaison qui dépasse ce record est celle entre la Sardaigne et la péninsule italienne (1600 m).

Red Eléctrica de España est la compagnie propriétaire de la quasi-totalité du réseau espagnol de transport d'électricité en haute tension.

Le site de REE donne accès à une carte détaillée du système électrique espagnol.

Echanges extérieurs d'électricité

L'Espagne est globalement exportatrice d'électricité pour la 9ème année consécutive en 2012 : les exportations ont augmenté de 42,7 % par rapport à 2011, les importations ont augmenté de 2,3 % et le solde exportateur de 83,5 % ; le volume total des échanges (export + import) a augmenté de 29,2 %. Les échanges ont lieu dans les deux sens, mais le solde est largement exportateur vers le Maroc, le Portugal et Andorre ; par contre, avec la France il est importateur sur l'année, mais été exportateur en février, octobre, novembre et décembre. Le taux d'utilisation des capacités d'importation de France a atteint une valeur proche de 50 %, celui des capacités d'exportation vers le Portugal a atteint 58 % et vers le Maroc 63 %.

Echanges physiques internationaux d'électricité

GWh	Importations			Exportations			Soldes
	2010	2011	2012	2010	2011	2012	2008	2009	2010	2011	2012
France	1 983	3 987	4 911	3 514	2 463	3 028	1 524	2 889	1 590	1 524	1 883
Portugal	3 189	3 930	2 871	5 823	6 744	10 768	−9 439	−4 789	−2 634	−2 814	−7 897
Andorre	0	0	0	264	306	286	-278	-299	-264	-306	-286
Maroc	34	16	5	3 937	4 510	4 904	−4 212	−4 588	−3 903	−4 495	−4 900
Total	5 206	7 932	7 786	13 539	14 023	18 986	−11 040	−8 086	−8 333	−6 090	−11 200
Source: Red Eléctrica de España (Rapport 2011).
solde des échanges extérieurs : négatif si exportateur

La liaison Espagne-Maroc à travers le détroit de Gibraltar a été inaugurée en 1997 (26 km, 700 MW) puis doublée en 2006, portant la capacité d'échanges à 1400 MW ; ces câbles sont exploités en 400 kV (courant alternatif triphasé).

L’année 2011 a été marquée par le démarrage du chantier d’interconnexion France-Espagne par l’est des Pyrénées (projet Baixas-Santa Llogaia). La mise en service de cette nouvelle interconnexion fin 2014 permettra de porter la capacité physique d’export depuis la France vers l’Espagne de 1 400 MW à 2 800 MW. La technologie développée sur cette liaison souterraine, d’une longueur de 65 km, est en courant continu. Ce projet initié depuis plus de 30 ans est un projet majeur pour l’Union Européenne en faveur du désenclavement électrique de la péninsule ibérique. Ce projet fera passer la capacité d'échange avec la France de 3 % à 6 % de la demande maximale de la péninsule ; de plus, il garantira l'alimentation de la future ligne de TGV France-Espagne ; sa mise en service est prévue en 2014. Cette interconnexion, la première réalisée avec la France depuis 30 ans, est déclarée projet d'intérêt européen et recevra un financement de 225 millions d'euros dans le cadre du programme européen EEPR (European Energy Program for Recovery).

Deux nouvelles lignes d'interconnexion avec le Portugal sont en cours de construction : en Andalousie (axe sud), dont la mise en service est prévue au cours de 2013, et en Galice.

En 2012, les lignes d'interconnexion actives ont été :

• avec la France : 6 lignes, dont 2 en 400 kV (Vic-Baixas et Hernani-Argia), qui ont représenté la large majorité des échanges, 2 en 220 kV(Arkale-Argia et Biescas-Pragnères) et 2 lignes en 150 et 132 kV, très peu actives ;
• avec Andorre : 1 ligne en 110 kV ;
• avec le Portugal : 10 lignes, dont 4 en 400 kV (Cartelle-Lindoso, Aldeadávila-Lagoaça, Cedillo-Falagueira et Brovales-Alqueva), par lesquelles a transité la plus grande part des échanges, 3 en 220 kV, et 3 lignes peu actives en 132 kV, 66 kV et 15 kV ;
• avec le Maroc : 1 ligne 400 kV.

Les acteurs

Opérateurs

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, 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
• 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.

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.

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.

Régulateurs

• Régulateur national : Comisión Nacional de Energía (CNE)

Bourse de l'électricité

La Convention internationale relative à la constitution d'un marché ibérique de l'énergie électrique (MIBEL) entre l'Espagne et le Portugal, 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 : société holding espagnole détenant 50 % des deux sociétés gestionnaires du marché OMIE et OMIP.
• OMIE : 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.

Réglementation

Le cadre règlementaire a été défini par la directive européenne 2003/54/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité, publiée le 26 juin 2003.

Auparavant, les règles européennes pour le marché intérieur de l'électricité avaient déjà été transposées par la Loi d'organisation du système électrique national (espagnol : Ley de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional. - LOSEN), la création d'un opérateur public du réseau de transport, Red Eléctrica de España, puis la transposition de la directive de 96/92/CE par la Loi 54/1997 du secteur électrique qui crée un marché de l'électricité à compter du 1^er janvier 1998.

Le décret-loi 1/2012 du 27 janvier 2012 a suspendu les mécanismes d'incitation pour les nouvelles installations de production d'électricité à partir d'énergies renouvelables, de cogénération et de déchets.

Notes et références

• Cet article est partiellement ou en totalité issu de l'article intitulé « Énergie en Espagne » (voir la liste des auteurs).
• (en)[PDF]International Energy Agency (IEA), IEA Key World energy statistics 2012, International Energy Agency (IEA) - Agence Internationale de l’Énergie, 2012 (lire en ligne)

• (es)[PDF]Secretaría de Estado de Energía, La energía en España 2012, Centro de Publicaciones, Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (lire en ligne)

• (es)REE, Rapport annuel 2011 de Red Electrica de Espana, Red Electrica de España (lire en ligne)

• (es)REE, Rapport annuel 2012 de Red Electrica de Espana, Red Electrica de España (lire en ligne)

• Autres références

Annexes

Bibliographie

• (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)

Articles connexes

• Énergie en Espagne
• Consommation d'énergie

Liens externes

• (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