​L’Espagne a été 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 de prix négatifs sur le marché de gros, soit 72% de plus qu’en Allemagne.

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 au cœur des discussions.

Points clés à retenir

• Le modèle « pay-as-produced » reste dominant pour le solaire. Mais on observe une tendance claire vers des contrats baseload ou à forme fixe. Les acheteurs paient plus cher ; les vendeurs assument le risque de forme.
• Les prix négatifs sont désormais courants. Les nouveaux contrats intègrent des planchers à 0 €/MWh et souvent des plafonds sur le nombre d’heures à prix négatif prises en compte pour le règlement.
• Les PPA solaires espagnols tournaient autour de 30-35 €/MWh, mais les conditions de marché tirent les offres vers le bas, parfois même sous les 30 €/MWh.

Vers un changement du modèle « pay-as-produced » ?

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

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

Si la production baisse (à cause des nuages ou de pannes), ils reçoivent moins de MWh et doivent compléter sur le marché ; si la production dépasse les attentes, 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 n’assume pas le risque de livraison.

Avec une forme fixe, le vendeur s’engage sur un profil horaire prédéfini pour le règlement financier. Tout déficit ou excédent est automatiquement compensé ; le stockage, la couverture de portefeuille ou les opérations de marché sont des outils pour gérer ce risque, mais ne sont pas des obligations contractuelles. L’acheteur paie une prime pour la fermeté et la simplicité opérationnelle.

Le « pay-as-produced » reste la forme la plus courante à ce jour, et cette tendance devrait se poursuivre. Les développeurs et investisseurs cherchent à réduire au maximum leur exposition au risque, tout en permettant aux acheteurs de mieux gérer le leur.

Les contraintes locales limitent les revenus

Dans un PPA standard « pay-as-produced », l’acheteur ne paie que pour les MWh mesurés et livrés. Sauf si le PPA inclut une clause « énergie réputée injectée » ou une compensation explicite en cas de limitation, si le gestionnaire du 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 du producteur tombe à zéro pour ces heures. L’acheteur cesse de payer pendant les périodes négatives, donc le vendeur supporte le risque via une perte de revenus et une trésorerie volatile ; en contrepartie, les prix d’exercice de ces anciens PPA étaient souvent plus élevés.

Dans les nouveaux contrats, le règlement se poursuit pendant les heures négatives, mais le prix a un plancher à 0 €/MWh, évitant ainsi une chute brutale des revenus. L’impact économique de ces heures négatives est atténué en l’intégrant dans un prix d’exercice (généralement plus bas), ce qui lisse les revenus du vendeur et offre à l’acheteur une certaine exposition par rapport à l’absence de règlement, avec une répartition plus équilibrée du risque.

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

Retour sur 2024 et 2025

Les PPA solaires espagnols tournaient autour de 30-35 €/MWh, mais les conditions de marché tirent les offres vers le bas, parfois même sous les 30 €/MWh.

L’absence de règlement fait chuter le prix à 0 €/MWh pendant les heures négatives, ce qui entraîne des creux visibles au printemps et une volatilité accrue des flux de trésorerie. Avec un plancher à zéro, le prix d’exercice varie à peine, donc les revenus restent proches d’une courbe lissée sur l’année.

On peut s’attendre à une différence de prix minimale de 3 €/MWh entre les deux types de contrats, en tenant compte du risque lié aux prix négatifs.

Le stockage peut-il transformer le marché des PPA ?

Même avec des clauses contractuelles plus intelligentes, le marché reste favorable aux acheteurs. La production solaire reste très concentrée en journée. Ajouter du stockage ou du couplage hybride permet de viser des prix plus élevés et d’améliorer la bancabilité :

• Le stockage apporte de la valeur et de la flexibilité. Les batteries permettent aux vendeurs de lisser leur profil de livraison, d’atténuer l’exposition aux prix négatifs et de capter les pics du soir. Cela favorise les PPA à forme fixe et des prix d’exercice plus élevés.
• La diversification est essentielle. Pouvoir combiner les revenus PPA avec l’optimisation sur le marché de gros, les services système ou les mécanismes de capacité réduit l’exposition à une baisse des revenus du marché de gros.

Conclusion

Le marché espagnol des PPA est passé du « solaire bon marché » à des contrats 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 de non-règlement, conditions de limitation plus précises, et davantage de flexibilité grâce au stockage et aux portefeuilles.

La prochaine étape concerne le financement. Les projets capables de moduler leur production (batteries, hybrides ou portefeuilles diversifiés) continueront d’avoir accès à la dette et à de meilleurs contreparties. Les acheteurs, de leur côté, bénéficient d’une fourniture plus simple et plus 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.