​L’Espagne était l’un des principaux marchés européens des PPA solaires en 2024, mais les contrats ont été mis à l’épreuve lorsque le marché de gros a connu pour la première fois des prix négatifs. Au printemps 2025, il y a eu 404 heures à prix négatif sur le marché de gros, soit 72 % de plus qu’en Allemagne.

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Après un gel initial, le marché des PPA a évolué : les accords sont devenus plus petits, les contrats plus complexes et la colocalisation avec le stockage est désormais centrale.

Points clés à retenir

• Le modèle « pay-as-produced » domine toujours pour le solaire. Mais une tendance claire se dessine vers des contrats baseload ou à profil fixe. Les acheteurs paient plus cher ; les vendeurs assument le risque de profil.
• Les prix négatifs sont désormais fréquents. Les nouveaux contrats intègrent des planchers à 0 €/MWh et souvent des plafonds sur le nombre d’heures négatives prises en compte dans le règlement.
• Les PPA solaires espagnols se situaient autour de 30-35 €/MWh, mais les conditions de marché poussent les offres à la baisse, parfois sous les 30 €/MWh.

Vers une évolution du « pay-as-produced » ?

Dans un contrat « pay-as-produced », l’acheteur achète l’électricité générée par l’actif à chaque heure. C’est la méthode la plus courante pour régler l’électricité produite.

Le risque de volume correspond à l’incertitude liée au fait que la production ou la consommation réelle d’énergie diffère du profil prévu, obligeant à acheter ou vendre le déficit ou le surplus sur le marché.

Si la production baisse (nuages ou pannes), ils reçoivent moins de MWh et doivent compléter sur le marché ; si la production dépasse les prévisions, ils prennent le surplus sur le marché de gros. Le risque de volume incombe à l’acheteur, donc le prix est généralement plus bas car le vendeur ne prend pas ce risque de livraison.

Avec un profil fixe, le vendeur s’engage sur un profil horaire prédéfini pour le règlement financier. Tout écart (déficit ou surplus) est réglé automatiquement ; le stockage, la couverture de portefeuille ou les échanges sont des outils pour gérer cette exposition, mais ne sont pas des obligations contractuelles. L’acheteur paie une prime pour la fermeté et la simplicité opérationnelle.

Le « pay-as-produced » reste à ce jour la forme la plus répandue, et cette tendance devrait se poursuivre. Les développeurs et investisseurs cherchent à sécuriser leurs investissements autant que possible, tout en permettant aux acheteurs de mieux gérer leur risque.

Contraintes locales et limitation des revenus

Dans un PPA « pay-as-produced » standard, l’acheteur ne paie que pour les MWh mesurés et livrés. Sauf clause d’« énergie réputée injectée » ou compensation explicite en cas de limitation, si le gestionnaire de réseau espagnol (Red Eléctrica) limite une centrale, il n’y a pas de rémunération pour l’énergie perdue. Sans ces clauses, le risque de limitation pèse sur le producteur, ce qui réduit et déstabilise les revenus.

Prix négatifs : nouvelles règles contractuelles

Pour les anciens contrats, si les prix de gros deviennent négatifs, le règlement est suspendu et le revenu de l’actif tombe à zéro pour ces heures-là. L’acheteur cesse de payer pendant les périodes négatives ; le vendeur supporte donc le risque via une perte de revenus et une trésorerie volatile ; en contrepartie, les prix de ces anciens PPA étaient souvent plus élevés.

Dans les nouveaux contrats, le règlement continue pendant les heures négatives mais le prix est plafonné à 0 €/MWh, évitant ainsi une chute brutale des revenus. L’impact économique de ces heures négatives est amorti en les intégrant dans un prix de référence (strike) généralement plus bas, ce qui lisse les revenus du vendeur et donne à l’acheteur une certaine exposition par rapport à une absence de règlement, avec un partage du risque plus équilibré.

En pratique, on observe des planchers à zéro, des limites sur le nombre d’heures à prix négatif par mois ou trimestre, ainsi que des clauses de limitation plus claires dans les contrats. L’objectif est la stabilité des flux de trésorerie plutôt que la gestion de baisses de revenus.

Retour sur 2024 et 2025

Les PPA solaires espagnols se situaient autour de 30-35 €/MWh, mais les conditions de marché poussent les offres à la baisse, parfois sous les 30 €/MWh.

Sans règlement, le prix s’effondre à 0 €/MWh lors des heures négatives, provoquant des creux visibles au printemps et une volatilité accrue des flux de trésorerie. Avec un plancher à zéro, le prix de référence varie à peine, ce qui permet de maintenir des revenus stables sur l’année.

On peut s’attendre à une différence d’au moins 3 €/MWh entre les deux types de contrats, en tenant compte du risque de prix négatif.

Le stockage peut-il transformer le marché des PPA ?

Même avec des conditions contractuelles plus intelligentes, le marché reste favorable aux acheteurs. La production solaire diurne est très concentrée sur les mêmes heures. Ajouter du stockage ou de l’hybridation permet de relever les prix obtenus et d’améliorer la bancabilité :

• Le stockage apporte de la valeur et du profil. Les batteries permettent aux vendeurs d’assurer un profil de livraison, de limiter l’exposition aux prix négatifs et de capter les pics du soir. Cela favorise les PPA à profil fixe et des prix de référence plus élevés.
• La diversification compte. La possibilité de combiner les revenus des PPA avec l’optimisation sur le marché de gros, les services système ou les mécanismes de capacité réduit l’exposition à la baisse des revenus de gros.

Conclusion

Le marché espagnol des PPA est passé du « solaire bon marché » à des contrats plus intelligents et équilibrés en termes de risque. Les prix sont plus bas, mais les structures sont plus adaptées : planchers à zéro au lieu de clauses sans règlement, conditions de limitation plus précises et davantage de profil assuré par les vendeurs grâce au stockage ou aux portefeuilles.

La prochaine étape sera le financement. Les projets capables de modeler leur production (via batteries, hybrides ou portefeuilles diversifiés) continueront d’avoir accès à la dette et à de meilleurs contreparties. Les acheteurs, quant à eux, bénéficient d’un approvisionnement plus simple et fiable. En résumé : plus de résilience, moins de volatilité et un marché conçu pour une ère où les prix négatifs sont la norme, et non l’exception.