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Parc éolien dans la Sierra de Gredos.

Le secteur de l'électricité en Espagne se caractérise par une forte proportion de production à partir d'énergies renouvelables : 40,7 % en 2016 et 32,2 % en 2017 (18,2 % d'énergie éolienne ; 7 % d'énergie hydraulique, 5,2 % d'énergie solaire et 1,7 % de biomasse et déchets), contre 44,8 % provenant des énergies fossiles et 21,2 % de l'énergie nucléaire.

L'électricité représentait 24,7 % de la consommation finale d'énergie du pays en 2016.

L’Espagne avait en 2016, avec 46,45 millions d'habitants, une consommation finale d'électricité de 255,7 TWh, soit 5 505 kWh/habitant, niveau supérieur de 77 % à la moyenne mondiale, mais inférieur de 23 % à celle de la France.

HistoriqueModifier

L'histoire du développement de l'électricité en Espagne depuis le XIXe 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)Modifier

 
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 XIXe 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].

Développement de l'hydroélectricité (1900-1950)Modifier

 
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 XXe 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 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].

Maturation du secteur (1950-1990)Modifier

 
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.

Consolidation et ouverture des marchés (depuis 1990)Modifier

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 1er 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].

ProductionModifier

Vue d'ensembleModifier

 

Production d'électricité par source en Espagne
Source : AIE[18]

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, en partie remplacées par le gaz naturel depuis la construction de nombreuses centrales à cycle combiné : les combustibles fossiles totalisaient 39 % en 2016, dépassés de peu par les énergies renouvelables (39,7 %) qui étaient passées en tête pour la première fois en 2014 avec 41,2 %. Les centrales à gaz ont couvert 31,5 % de la demande en 2010, devenant la principale source de production électrique, puis sont redescendues à 19,2 % en 2016, du fait de la baisse de la demande causée par la crise de 2008, 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 13,6 % en 2016, et à la forte croissance des énergies renouvelables. 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 était en progression, stimulée par les subventions accordées par les gouvernements successifs jusqu'en 2013. Ainsi, tandis qu'en 2005 l'énergie éolienne couvrait 7,7 % de la demande, en 2016 elle atteignait 17,8 %, et le solaire 4,9 %. 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 2016[18].

Production d'électricité en Espagne par source (TWh)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2016 % 2016 var.
2016/1990
Charbon 60,66 39,9 80,86 36,0 26,32 8,7 52,68 37,45 13,6 % -38 %
Pétrole 8,60 5,7 22,58 10,1 16,56 5,5 17,24 16,92 6,2 % +97 %
Gaz naturel 1,51 1,0 20,18 9,0 94,85 31,5 52,50 52,82 19,2 % +3400 %
Total fossiles 70,78 46,6 123,61 55,1 137,74 45,7 122,42 107,19 39,0 % +51 %
Nucléaire 54,27 35,7 62,21 27,7 61,99 20,6 57,20 58,63 21,3 % +8 %
Hydraulique 26,18 17,2 31,81 14,2 45,51 15,1 31,37 39,86 14,5 % +52 %
Biomasse 0,46 0,3 1,16 0,5 3,36 1,1 5,00 4,95 1,8 % +972 %
Déchets 0,21 0,14 0,94 0,4 1,32 0,4 1,54 1,47 0,5 % +600 %
Éolien 0,014 0,01 4,73 2,1 44,27 14,7 49,33 48,91 17,8 % ns
Solaire PV 0,006 0,004 0,02 0,01 6,42 2,1 8,27 8,07 2,9 % ns
Solaire thermodyn. 0,76 0,3 5,59 5,58 2,0 ns
Total EnR 26,88 17,7 38,65 17,2 101,64 33,7 101,30 108,95 39,7 % +305 %
Total 151,92 100 224,47 100 301,53 100 280,91 274,78 100 % +81 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[18]

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 ; 2015 a connu une légère reprise : +0,8 %.

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 thermoélectrique à partir de 2010 ; depuis 2013, 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 %.

Le site de REE donne accès à une carte détaillée des centrales électriques espagnoles[19].

Les statistiques 2017 de REE donnent la production nette (déduction faite des consommations propres des centrales) selon une répartition différente de celle de l'AIE ; la demande a progressé de 1,1 %[e 1] :

Bilan électrique national (TWh)
Source 2015 2016[20] 2017 var.
2017/2015
% 2017
Charbon 52,79 37,49 45,20 +20,6 % 17,2 %
Fioul/gaz 6,50 6,76 7,01 +3,6 % 2,7 %
Cycle combiné 29,36 29,26 37,30 +27,5 % 14,2 %
Cogénération 25,11 25,82 28,17 +8,7 % 10,7 %
Total fossiles 117,67 99,33 117,67 +18,5 % 44,8 %
Nucléaire 54,76 56,10 55,61 -0,9 % 21,2 %
Hydraulique 30,82 39,17 18,36 -49,0 % 7,0 %
Éolien 48,11 47,71 47,90 +0,4 % 18,2 %
Solaire PV 8,24 7,96 8,38 +5,1 % 3,2 %
Solaire thermodyn. 5,09 5,06 5,35 +5,5 % 2,0 %
Déchets renouvelables nd nd 0,88 +11,7 % 0,3 %
Autres renouvelables[n 1] 3,18 3,43 3,61 +5,5 % 1,4 %
Total EnR[n 2] 93,45 100,21 84,51 -15,7 % 32,2 %
Déchets non renouv. 3,30 3,39 2,61 0 % 1,0 %
Turbinage du pompage nd nd 2,25 -28,2 % 0,9 %
Total production nette 267,58 262,16 262,65 +0,1 % 100 %
Consommation pompage[n 3] -4,50 -4,82 3,68 -23,7 % 1,4 %
Solde importateur -0,13 +7,67 9,17 +19,6 % 3,5 %
Demande intérieure 262,93 265,01 268,14 +1,1 % 102,1 %

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[e 2].

Puissance installée et facteur de chargeModifier

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.

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.
31.12.2016
P.I.
31.12.2017
variation %
2017/2010
Production
2017 (GWh)
F.C.
2017 (%)
Charbon 11 889 10 004 10 004 -15,9 % 45 196 51,6 %
Fioul/gaz 5 148 2 490 2 490 -51,6 % 7 011 32,1 %
Cycle combiné 27 096 26 670 26 670 -1,6 % 37 296 16,0 %
Cogénération 7 306 6 645 5 828 -20,2 % 28 170 55,2 %
Total énergies fossiles 51 419 45 809 44 992 -12,5 % 117 673 29,9 %
Nucléaire 7 777 7 573 7 117 -8,5 % 55 609 86,6 %
Hydroélectricité 19 553 20 353 20 361 +4,1 % 20 613 11,6 %
Éolien 19 850 23 068 23 132 +16,5 % 47 897 23,6 %
Solaire photovoltaïque 3 845 4 674 4 687 +21,9 % 8 385 20,4 %
Solaire thermique 532 2 299 2 304 +333 % 5 348 26,5 %
Biomasse, divers 792 749 858 +8,3 % 3 614 48,1 %
Déchets nd 754 659 3 485 60,4 %
Total 103 839 105 279 104 122 +1,4 % 262 645 28,8 %
Source : Red Eléctrica de España, Rapports annuels 2011[21], 2016[20] et 2017[e 1].

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

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 étant peu modulables, 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 : 51,6 % pour le charbon, dont la baisse des prix a stimulé l'utilisation ; 16 % pour le gaz naturel (cycle combiné), qui tient le rôle de terme de bouclage ; la cogénération a un facteur de charge plus élevé (55,2 %) parce qu'elle alimente des usages nécessitant une puissance assez constante (chauffage, industrie) ;
  • les énergies renouvelables ont des facteurs de charge modestes, du fait de leurs caractéristiques techniques : l'hydraulique (11,6 %) est utilisée comme moyen de régulation à la pointe de la demande (sauf les centrales au fil de l'eau) ; l'éolien (23,6 %) et le solaire photovoltaïque (20,4 %) sont pénalisés par leur forte intermittence ; le solaire thermodynamique a un meilleur facteur de charge : 26,5 %, grâce à ses capacités de régulation par stockage de sels fondus ; seule la biomasse a un facteur de charge assez élevé : 48,1 %, 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 2017 une part de 46,5 % de la production électrique de l'île[e 3] ; 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[e 4].

Centrales thermiques fossilesModifier

 
Centrales thermiques fossiles en Espagne.
 
Centrale thermique de Badalona-Sant Adria, 2006.

En 2017, la puissance installée des centrales thermiques à combustible fossile était au total de 44 992 MW[e 1], dont :

  • charbon + lignite : 10 004 MW (22,2 %)
  • fioul/gaz : 2 490 MW (5,5 %)
  • gaz (cycle combiné) : 26 670 MW (59,3 %)
  • cogénération : 5 828 MW (13,0 %).

Leur production était de 117 673 GWh (44,8 % de la production totale de l'Espagne)[e 1], dont :

  • charbon + lignite : 45 196 GWh (38,4 % du total fossile)
  • fioul/gaz : 7 011 GWh (6,0 %)
  • gaz (cycle combiné) : 37 296 GWh (31,7 %)
  • cogénération : 28 170 GWh (23,9 %).

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.

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

Puissance et production des centrales thermiques fossiles en 2011[21]
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 nucléaireModifier

 
Centrales nucléaires en Espagne.

En 2017, l'Espagne disposait de sept réacteurs nucléaires en fonctionnement (après la fermeture définitive de la centrale de Santa María de Garoña), situés sur cinq sites différents, dotés d'une puissance de 7 117 MW, soit 6,8 % de la puissance totale du parc espagnol, qui ont produit 55 609 GWh, soit 21,2 % de la production nationale d'électricité[e 1].

Puissance et production du parc nucléaire[22]
Tranche nucléaire Localisation Type Mise en service Puiss.installée
(MWe)
Almaraz I Province de Cáceres PWR 1981 1 049
Asco I province de Tarragone PWR 1983 1 033
Almaraz II Province de Cáceres PWR 1983 1 044
Cofrentes Province de Valence BWR 1984 1 102
Asco II Province de Tarragone PWR 1985 1 035
Vandellos II Province de Tarragone PWR 1987 1 087
Trillo Province de Guadalajara PWR 1988 1 066
Total 7 416
PWR = réacteur à eau pressurisé (REP) ; BWR = réacteur à eau bouillante

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[23]. 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[23]. 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[24].

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[25].

Énergies renouvelablesModifier

 

Production d'électricité renouvelable en Espagne
Source : AIE[18]

En 2016, l'Espagne a produit 39,7 % de son électricité à partir d'énergies renouvelables (EnR) : éolien (17,8 %), hydraulique (14,5 %), solaire (4,9 %), biomasse (1,8 %), déchets (0,5 %) ; en 2014, la part des EnR avait culminé à 41,2 %[18]. Le graphique ci-contre fait ressortir les fortes fluctuations de l'hydraulique, l'ascension de l'éolien jusqu'à 2013 et sa stagnation depuis lors, de même que celle du solaire.

Production d'électricité en Espagne à partir d'énergies renouvelables (TWh)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2016 % 2016 var.
2016/1990
Hydraulique 26,18 17,2 31,81 14,2 45,51 15,1 31,37 39,86 14,5 % +52 %
Biomasse 0,46 0,3 1,16 0,5 3,36 1,1 5,00 4,95 1,8 % +972 %
Déchets 0,21 0,14 0,94 0,4 1,32 0,4 1,54 1,47 0,5 % +600 %
Éolien 0,014 0,01 4,73 2,1 44,27 14,7 49,33 48,91 17,8 % ns
Solaire PV 0,006 0,004 0,02 0,01 6,42 2,1 8,27 8,07 2,9 % ns
Solaire thermodyn. 0,76 0,3 5,59 5,58 2,0 ns
Total EnR 26,88 17,7 38,65 17,2 101,64 33,7 101,30 108,95 39,7 % +305 %
Total électricité 151,92 100 224,47 100 301,53 100 280,91 274,78 100 % +81 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[18]

Les énergies renouvelables en Espagne n'étaient représentées, jusqu'à la fin du XXe 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[26]. 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 [27].

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[28].

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[29], qui atteignent 26 milliards d'euros en 2013[30]. 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[31].

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 »[32].

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[30].

Énergie hydroélectriqueModifier

Article détaillé : Hydroélectricité en Espagne.

Énergie éolienneModifier

Article détaillé : Énergie éolienne en Espagne.

Énergie solaireModifier

Article détaillé : Énergie solaire en Espagne.

BiomasseModifier

La production d'électricité à partir de biomasse et déchets totalisait 6 424 GWh en 2016[33], dont :

  • biomasse solide : 4 048 GWh ;
  • biogaz : 906 GWh ;
  • déchets urbains (part renouvelable) : 1 470 GWh.

Elle a été multipliée par 9,5 en 26 ans (1990-2016).

De la production à la consommation d'électricitéModifier

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 2015 2016 2017
Production brute 297 843 305 170 288 057 296 059 288 096 291 813 281 020 274 630
Consommations propres 9 635 9 257 7 999 7 572 8 129 8 739 11 270 10 319
Production nette 288 208 295 913 280 058 288 487 279 967 283 074 269 750 264 311 262 645
Consommations du pompage 4 432 3 803 3 794 4 458 3 215 5 023 4 520 4 819 3 675
Solde des échanges extérieurs -5 750 -11 040 -8 086 -8 333 -6 090 -11 200 -133 7 666 9 171
Demande 278 026 281 070 268 178 275 696 270 662 266 851 265 097 267 158 268 140
Pertes en ligne 20 366 26 656 29 944 23 320 21 688 26 603 nd nd
Consommation finale 257 660 257 118 243 830 255 975 249 778 240 248 232 081 233 936
Source: Red Eléctrica de España (Rapports 2012[R 1] et 2017[e 1]
et Ministère de l'Énergie (Rapport Energia España 2016)[34]
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.

Consommation finale d'électricitéModifier

L'électricité représentait 24,7 % de la consommation finale d'énergie en 2016[35].

En 2017, la demande d'électricité de l'Espagne (avant déduction des pertes en ligne) s'est élevée à 268,14 TWh, en progression de 1,1 % par rapport à 2016 ; la consommation de la partie continentale de l'Espagne (Sistema peninsular en espagnol) a été de 252,74 TWh (94,3 % du total national), en hausse de 1,1 %, et celle des zones non interconnectées (Baléares, Canaries, Ceuta et Melilla) de 15,4 TWh (5,7 % du total), en hausse de 2,5 %[e 1]. Après correction de l'effet température et du nombre de jours (année bissextile en 2016), la croissance de la demande continentale est de 1,6 %[e 5], nettement inférieure à la forte croissance du PIB : +3,1 %[e 6].

Selon l'Agence internationale de l'énergie, en 2016, l’Espagne, avec une population de 46,45 millions d'habitants, avait une consommation finale d'électricité de 255,7 TWh, soit 5 505 kWh/habitant, niveau supérieur de 77 % à la moyenne mondiale (3 110 kWh/habitant), mais inférieur de 23 % à celle de la France : 7 148 kWh/habitant[36].

Consommation d'électricité par secteur
TWh 1990 % 2000 % 2010 % 2015 2016 % 2016 var.
2016/1990
Industrie 63,28 50,3 % 85,64 45,4 % 73,49 30,0 % 76,05 77,90 33,5 % +23 %
Transport 3,67 2,9 % 4,16 2,2 % 3,22 1,3 % 5,58 5,39 2,3 % +47 %
Résidentiel 30,21 24,0 % 43,62 23,1 % 75,68 30,9 % 70,07 69,65 30,0 % +131 %
Services 25,10 20,0 % 50,02 26,5 % 83,89 34,3 % 72,50 71,90 30,9 % +186 %
Agriculture 3,54 2,8 % 5,01 2,7 % 4,15 1,7 % 5,83 5,98 2,6 % +69 %
non spécifié 0 0 4,37 1,8 % 2,00 1,69 0,7 % ns
Total 125,80 100 % 188,46 100 % 244,80 100 % 232,04 232,51 100 % +85 %
source : Agence internationale de l'énergie[18]

On note l'effondrement de l'industrie pendant la crise : -26 % de 2007 à 2014, suivi d'une reprise en 2015 et 2016.

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[37].

Transport et distribution d'électricitéModifier

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 2017, le réseau de transport espagnol comptait 43 930 km de lignes haute tension, dont 21 728 km à 400 kV et 22 202 km à moins de 220 kV (19 039 km sur la péninsule ibérique, 1 808 km aux Baléares et 1 355 km aux Canaries). La puissance totale des transformateurs du réseau de transport atteignait 86 654 MVA, dont 80 208 MVA en 400 kV et 6 446 MVA à moins de 220 kV (Baléares et Canaries). En 2017, 147 km de nouvelles lignes ont été mises en service, et la capacité de transformation a augmenté de 1 210 MVA[e 7].

Red Eléctrica de España[38] 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 des cartes détaillées du système électrique espagnol[39].

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 1 485 m ; la seule liaison qui dépasse ce record est celle entre la Sardaigne et la péninsule italienne (1 600 m)[40].

Échanges extérieurs d'électricitéModifier

L'Espagne a été globalement exportatrice d'électricité pendant 12 années consécutives de 2004 à 2015, mais à partir de 2016 les importations ont largement dépassé les exportations ; le volume total des échanges internationaux s'est élevé à 36 473 GWh, en progression de 10,4 % par rapport à 2016 ; les exportations ont progressé de 7,6 % à 13 649 GWh et les importations de 12,2 % à 22 824 GWh ; le solde importateur a atteint 9 175 GWh[e 8].

Les échanges ont lieu dans les deux sens, mais le solde est largement exportateur vers le Maroc et Andorre ; par contre, avec la France et le Portugal, il est largement importateur sur l'année[e 9] ; à partir d'octobre 2015, la mise en service de la ligne HVDC Santa Llogaia-Baixas a doublé la capacité d'échange entre les deux pays[41]. Les échanges avec la France sont largement influencés par les variations de la production éolienne espagnole : exportations quand elle est élevée, importations quand elle est faible[e 10] ; de mars à septembre, l'interconnexion avec la France a été saturée 67 % des jours dans le sens France-Espagne ; en janvier, les indisponibilités de centrales nucléaires françaises ont fortement sollicité les exportations vers la France ; en novembre-décembre le solde a été exportateur 54 % du temps[e 11]. Les importations depuis le Portugal ont été très importantes en périodes de forte production éolienne portugaise et de forte hydraulicité au Portugal[e 12].

Échanges physiques internationaux d'électricité
GWh Importations Exportations Soldes
2010 2016 2017 2010 2016 2017 2010 2012 2015 2016 2017
  France 1 983 13 290 17 066 3 514 5 483 4 601 1 590 1 883 7 320 7 806 12 465
  Portugal 3 189 7 056 5 756 5 823 1 972 3 071 -2 634 -7 897 -2 267 5 084 2 685
  Andorre 0 0 0 264 278 233 -264 -286 -264 -278 -233
  Maroc 34 0 0 3 937 4 952 5 741 -3 903 -4 900 -4 936 -4 952 -5 741
Total 5 206 20 346 22 824 13 539 12 686 13 649 -8 333 -11 200 -147 7 660 9 175
Source: Red Eléctrica de España (Rapport 2016)[e 13].
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 1 400 MW ; ces câbles sont exploités en 400 kV (courant alternatif triphasé)[42].

Le chantier d’interconnexion France-Espagne par l’est des Pyrénées (projet Baixas-Santa Llogaia) a été lancé en 2011. La mise en service de cette nouvelle interconnexion permet 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[43]. Ce projet fait passer la capacité d'échange avec la France de 3 % à 6 % de la demande maximale de la péninsule ; de plus, il garantit l'alimentation de la ligne de TGV France-Espagne mise en service en 2014. Cette interconnexion, la première réalisée avec la France depuis 30 ans, est déclarée projet d'intérêt européen et a reçu un financement de 225 millions d'euros dans le cadre du programme européen EEPR (European Energy Program for Recovery)[44].

L'inauguration de l'interconnexion en février 2015 préparait la mise en service commerciale prévue en juin 2015 ; les interconnexions existantes étaient saturées les deux tiers du temps entre les deux pays, surtout dans le sens de la France vers l’Espagne. EDF table, grâce à ce nouveau débouché, sur quelques dizaines de millions d'euros de marge supplémentaire par an car, en moyenne, les prix spot sont nettement plus élevés en Espagne (42,70 €/mégawattheure en 2014) qu'en France (34,60 €/MWh). L'Espagne bénéficie en revanche de prix plus bas dans les périodes où ses quelque 30 000 MW de capacités installées dans le solaire et l'éolien tournent à plein[45].

En 2012, les lignes d'interconnexion actives étaient[R 2] :

  • 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.

Le projet « Golfe de Gascogne » vise à faire passer des câbles sous-marins entre la France et l'Espagne pour accroître les échanges à hauteur de 2 200 mégawatts à l'horizon 2023, pour un coût aujourd'hui évalué entre 1,6 et 2 milliards d'euros. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) juge « totalement prématuré » ce projet soutenu par l'Union européenne : selon la CRE, la France est aujourd'hui bien interconnectée avec ses voisins et il n'y a aucune visibilité de la faisabilité technique de l'opération, très complexe car la ligne devra passer par une fosse sous-marine ; selon la CRE, « il y a un emballement de la Commission européenne, avant même d'avoir un rapport coût-efficacité du projet »[46]. En 2017, la France et l'Espagne se sont mises d'accord sur la répartition des coûts du projet et la Commission européenne a accordé une subvention de 578 M€[e 14].

Impact environnementalModifier

Les émissions de CO2 liées à la production d'électricité en Espagne ont atteint 74,9 Mt (millions de tonnes) en 2017, en hausse de 17,9 % par rapport à 2016, après une baisse de 18,3 %, ces fortes variations découlant de celles de la production des centrales à charbon et à gaz, conséquence de celles de la production hydroélectrique ; 57,3 % de ces émissions proviennent des centrales à charbon et 20,1 % des cycles combinés gaz[e 15].

Les acteursModifier

OpérateursModifier

Le secteur, concurrentiel depuis l'ouverture d'un marché de l'électricité national, le 1er janvier 1998, et son élargissement dans l'ensemble de la Péninsule Ibérique depuis l'ouverture du MIBEL, le 1er juillet 2007[47], est aujourd'hui dominé par trois grands opérateurs qui produisent près de 80 % de l'énergie électrique :

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[50].

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[51].

RégulateursModifier

  • Régulateur national : Comisión Nacional de Energía (CNE)

Bourse de l'électricitéModifier

La Convention internationale relative à la constitution d'un marché ibérique de l'énergie électrique (MIBEL) entre l'Espagne et le Portugal[52], conclue à Santiago de Compostela le 1er 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 1er 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[53] : société holding espagnole détenant 50 % des deux sociétés gestionnaires du marché OMIE et OMIP.
  • OMIE[54] : 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.

RéglementationModifier

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 .

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 1er janvier 1998[11].

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[R 3].

Notes et référencesModifier

NotesModifier

  1. biomasse, biogaz, géothermie et énergies marines.
  2. en 2015-2016 : après déduction de la consommation du pompage et de 50 % de la production à partir de déchets.
  3. consommation d'électricité des pompes des centrales de pompage-turbinage.
  4. hors Baléares, Canaries, Ceuta et Melilla

RéférencesModifier

  1. a b c d e f et g p. 29
  2. p. 28
  3. p. 43
  4. p. 44
  5. p. 15
  6. p. 14
  7. p. 64
  8. p. 50
  9. p. 51
  10. p. 55
  11. p. 53
  12. p. 58
  13. p. 52-61
  14. p. 67
  15. p. 45
  • (es)REE, Rapport annuel 2012 de Red Electrica de Espana, Red Electrica de España (lire en ligne)
  1. p. 33 et 95
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AnnexesModifier

BibliographieModifier

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  • (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, , 25 p. (lire en ligne)

Articles connexesModifier

Liens externesModifier