Photovoltaïque en Espagne : 17,02 milliards d'euros d'effet sur les prix de gros, quelle leçon pour le tertiaire français

Photovoltaïque en Espagne : 17,02 milliards d'euros d'effet sur les prix de gros, quelle leçon pour le tertiaire français

L'association espagnole UNEF estime que le solaire a fait baisser les coûts de l'électricité de 17,02 milliards d'euros sur le marché de gros entre janvier 2025 et juin 2026. Le chiffre est spectaculaire, mais il se lit avec précaution. Et il ne remplace pas le calcul que chaque exploitant doit faire pour son propre site.

Contexte et enjeux

Selon l'étude relayée par PV Magazine France, les prix moyens du marché journalier espagnol auraient été supérieurs de 86 % sans production photovoltaïque. L'UNEF compare les prix réels à un scénario modélisé sans les centrales au sol ni l'autoconsommation. Résultat de la comparaison, 112 €/MWh sans solaire contre 60,2 €/MWh effectivement constatés, soit une baisse de 46 %.

La répartition est instructive. Les centrales au sol pèsent 14,23 milliards d'euros, l'autoconsommation résidentielle et commerciale 2,79 milliards. Sur la période, 10,86 milliards d'euros concernent l'année 2025 et 6,16 milliards le premier semestre 2026. L'effet a été particulièrement net en juin 2026, avec 69,6 €/MWh constatés contre 162,7 €/MWh estimés sans solaire, un écart de 93,1 €/MWh.

Le mécanisme est connu. Le solaire a des coûts variables très faibles, il passe donc en tête dans l'ordre d'appel et évince des moyens de production plus chers, ce qui tire vers le bas le prix d'équilibre. L'autoconsommation joue aussi, puisqu'elle réduit la demande soutirée au réseau, au bénéfice de consommateurs qui n'ont aucun panneau sur leur toit. L'UNEF avance enfin qu'un euro investi dans le photovoltaïque génère huit euros d'économies sur les prix de gros.

Mon avis est net. Ces chiffres prouvent que le solaire pèse sur la formation des prix, pas qu'il vous fera économiser une somme donnée sur votre facture. Il s'agit d'une étude d'une association sectorielle, sur un marché étranger, à partir d'un scénario modélisé. Il faut la traiter comme un argument de contexte, pas comme une base de décision d'investissement.

Ce que ça change concrètement

La source elle-même pose les limites. L'analyse porte sur le marché de gros journalier et laisse de côté les contraintes techniques, les services d'équilibrage et les contrats à terme. Elle précise que ces résultats ne se traduisent pas directement par des économies équivalentes sur les factures. L'UNEF reconnaît aussi que les centrales à gaz à cycle combiné et l'hydroélectricité pourraient réagir autrement dans des conditions de marché très différentes.

Pour un décideur français, la conclusion pratique est donc double. Le solaire est un levier crédible face à la volatilité des prix, mais la valeur d'une installation se joue au niveau du site, de son profil de consommation et de son contrat d'achat.

Pour les bâtiments tertiaires

Un bureau, un commerce ou un site de santé consomme en journée, ce qui rapproche son profil de la production solaire. C'est la condition d'une autoconsommation utile. Avant de parler de panneaux, je commence toujours par la courbe de charge et par ce que le bâtiment gaspille déjà. Une installation dimensionnée sur un bâtiment mal piloté finit par alimenter des consommations qu'on aurait dû supprimer.

La GTB prend ici tout son sens. Décaler une production de froid, lisser des démarrages, piloter la ventilation sur l'occupation réelle, ce sont des gains qui rendent l'autoconsommation plus pertinente et qui se mesurent. Autant les traiter ensemble plutôt que séparément.

Pour les collectivités et l'industrie

Les collectivités disposent de toitures, d'ombrières potentielles et de bâtiments aux usages très variés, écoles, gymnases, équipements techniques. L'industrie a souvent des consommations continues et des surfaces de toiture importantes. Dans les deux cas, l'enjeu est de choisir le bon modèle entre autoconsommation avec vente du surplus et installation plus grande orientée vers l'injection, et de ne pas copier-coller un schéma pensé pour un autre site.

L'actualité espagnole ne doit pas non plus faire oublier le cadre français, qui est différent et qui vient de changer.

Implications réglementaires

Rien dans cette étude ne constitue une règle française. Elle décrit le marché espagnol. En France, plusieurs textes encadrent les choix d'un exploitant tertiaire.

Côté photovoltaïque, l'arrêté tarifaire du 1er juin 2026, dit S21, supprime la prime à l'autoconsommation pour les demandes de raccordement déposées depuis le 5 juin 2026. Il prévoit un tarif unique d'achat du surplus pour les installations jusqu'à 100 kWc. Au-delà de 100 kWc, ce sont les appels d'offres de la CRE qui s'appliquent. Ces tarifs concernent la métropole continentale. Deux précisions utiles pour éviter les mauvaises surprises, une installation tertiaire ne bénéficie pas de la TVA à 10 %, et aucune fiche CEE ne valorise la production photovoltaïque.

Côté performance énergétique, le décret tertiaire vise les bâtiments ou parties de bâtiments d'au moins 1 000 m² de surface de plancher accueillant une activité tertiaire. Les objectifs sont de −40 % de consommation d'énergie finale en 2030, −50 % en 2040 et −60 % en 2050 par rapport à une année de référence comprise entre 2010 et 2019, ou un objectif en valeur absolue. Les consommations se déclarent chaque année sur OPERAT. Un point de méthode que je répète volontiers, c'est la sobriété et l'efficacité qui construisent la trajectoire, et l'équipement photovoltaïque doit s'inscrire dans une stratégie plus large plutôt que de la remplacer.

Le décret BACS pèse aussi sur la réflexion. L'obligation s'applique depuis le 1er janvier 2025 aux bâtiments tertiaires dont le chauffage ou la climatisation dépasse 290 kW de puissance nominale utile. Pour les bâtiments existants au-dessus de 70 kW, l'échéance est reportée au 1er janvier 2030 (décret n° 2025-1343 du 26 décembre 2025). Le texte fixe des exigences fonctionnelles et n'impose aucune classe de la norme NF EN ISO 52120-1. Une exemption est possible si le temps de retour sur investissement dépasse 10 ans.

Enfin, pour les entreprises, l'audit énergétique selon la norme NF EN 16247 est exigé tous les 4 ans à partir d'une consommation annuelle moyenne d'énergie finale de 2,75 GWh. Un système de management de l'énergie certifié (ISO 50001) devient obligatoire à partir de 23,6 GWh par an. Le critère n'est plus celui de la grande entreprise.

Ce qu'Axelia vous apporte sur ce sujet

Chez Axelia Énergie, nous partons du bâtiment, pas du panneau. Notre rôle de bureau d'études est de situer le photovoltaïque dans l'ensemble de votre stratégie énergétique, à côté de l'audit NF EN 16247, de la trajectoire du décret tertiaire, de la GTB et des exigences BACS. Nous analysons vos consommations, nous testons plusieurs scénarios de production et d'autoconsommation, puis nous vous disons honnêtement si le projet tient la route avec le cadre tarifaire en vigueur.

Nous ne promettons pas de gain chiffré à l'avance. Une étude sérieuse donne des hypothèses explicites et des fourchettes de résultat que vous pouvez challenger.

En pratique — les bonnes questions à se poser

• Quelle est la part de ma consommation qui tombe en journée, et à quelles heures le site consomme-t-il vraiment ?
• Ai-je déjà traité les gaspillages évidents avant de dimensionner une production ?
• Ma demande de raccordement relève-t-elle du nouveau cadre posé par l'arrêté du 1er juin 2026, et mon projet dépasse-t-il 100 kWc ?
• Mon bâtiment dépasse-t-il 1 000 m² de surface de plancher tertiaire, et où en est ma déclaration sur OPERAT ?
• Mon système de chauffage ou de climatisation franchit-il les seuils BACS de 290 kW ou de 70 kW ?
• Mon site relève-t-il de l'obligation d'audit à partir de 2,75 GWh par an ?

L'étude espagnole confirme que le solaire pèse sur les prix, mais votre décision se prendra sur vos données et sur le cadre français. Commencez par un état des lieux de vos consommations, puis dimensionnez, dans cet ordre.

* Source — PV Magazine France, 05/11/2026. https://www.pv-magazine.fr/2026/11/05/le-photovoltaique-a-reduit-de-1702-milliards-deuros-le-cout-de-lelectricite-en-espagne-en-18-mois/