Le dimanche 8 février 2026 a laissé une image difficile à ignorer sur le marché électrique européen : le matin, le prix moyen quotidien du marché de gros au Portugal était pratiquement symbolique, alors que d’autres pays évoluaient à des niveaux beaucoup plus élevés. Sur la carte des prix « day-ahead » diffusée ce jour-là — avec des données attribuées à Energy-Charts et OMIE — la Péninsule Ibérique apparaissait comme une anomalie sur le continent : le Portugal à 0,80 €/MWh et l’Espagne à 5,92 €/MWh, face à la France à 76,61 €/MWh ou à l’Irlande à 166,61 €/MWh.

Le débat a éclaté sur LinkedIn suite à une publication de l’expert en énergie Antonio Vidigal, qui a fourni une photographie quotidienne avec les données de production et de consommation. Selon son résumé, le Portugal affichait une consommation de 154 GWh, avec une contribution éolienne remarquable (65 GWh) et une production solaire plus modérée (8 GWh). Il soulignait également un détail crucial pour comprendre pourquoi ce « miracle » ibérique ne se répand pas automatiquement en Europe : la capacité d’interconnexion commerciale avec l’Espagne serait restée limitée, oscillant entre 500 et 1 500 MW, provoquant une découplage des marchés.

Cette phrase — « les marchés se séparent à nouveau » — constitue la clé qui relie ces prix extrêmes à la réalité physique du système. Le marché ibérique (MIBEL) fonctionne la plupart du temps en couplage, mais lorsque la ligne d’interconnexion disponible atteint sa limite, un mécanisme de market splitting se met en place : les flux ne suffisent plus à égaliser les prix, et chaque zone finit par « se fixer son propre prix ». Lors des jours où la production renouvelable est abondante et la demande faible, ce phénomène s’amplifie : le surplus local pousse le prix vers zéro, voire en territoire négatif, car le système a littéralement besoin que quelqu’un consomme.

Vidigal l’a résumé par une phrase devenue un titre : « Plus bas que ça… seul zéro ». En réalité, il évoquait un prix intrajournalier minimal de -0,4 €/MWh. Ce n’est pas une anomalie ponctuelle dans les marchés à forte pénétration renouvelable : c’est une conséquence économique d’une offre abondante d’énergie à faible coût (vent et soleil) couplée à une capacité d’export limitée quand cette énergie est produite.

Ce que le prix ne révèle pas (et pourquoi cela intéresse les centres de données)

La tentation est forte : si le Portugal et l’Espagne proposent de l’électricité à des prix ridiculement bas sur le marché de gros, alors « la vraie raison » serait que la Péninsule est « l’endroit où il faut être » pour le secteur des centres de données. C’est une lecture séduisante pour les réseaux sociaux, mais incomplète si elle est prise au pied de la lettre.

Le prix du day-ahead est un indicateur, pas un contrat. Un centre de données ne planifie pas ses investissements de plusieurs milliards uniquement à cause d’un dimanche à tarif réduit : il lui faut un accès fiable à la puissance, des accords de raccordement, des garanties réglementaires, des délais réalistes et surtout une structure de coûts à long terme. Cependant, cette signalisation a de l’importance. Beaucoup.

Premièrement, parce que cela révèle une abondance renouvelable et une courbe de prix qui, dans certaines conditions, s’effondre. Pour l’industrie des centres de données — en particulier dans un contexte marqué par l’IA, la haute performance et la charge 24/7 — l’énergie n’est plus un simple coût : c’est un facteur déterminant de la viabilité d’un site, avec la latence, la connectivité et la disponibilité des terrains et permis.

Deuxièmement, parce qu’elle introduit une notion que les hyper-scaleurs et grands opérateurs de colocation intégrant leur stratégie : la flexibilité. Si le système électrique connaît des heures d’excédent, le centre peut devenir un consommateur intelligent : décaler des tâches non critiques, programmer des charges intensives quand le prix chute, voire hybrider avec du stockage pour absorber de l’énergie bon marché et stabiliser sa consommation. L’enjeu ne se limite pas à payer moins, mais à mieux acheter.

L’autre face de la médaille : interconnexions et goulots d’étranglement

Le même phénomène qui réduit le coût de l’électricité en Péninsule révèle aussi ses limites structurelles : le réseau ne permet pas toujours « de vendre » cet excédent à l’Europe. Et ce n’est pas anodin, car le découplage répété du marché ibérique est, en essence, un signe de congestion.

Par ailleurs, le système européen travaille depuis plusieurs années à renforcer ses interconnexions. Des projets comme l’interconnexion du Golfe de Gascogne entre l’Espagne et la France visent à augmenter significativement la capacité d’échange et à réduire précisément ce type de divergences de prix. De plus, en Péninsule, diverses améliorations techniques et enchères de capacité ont été envisagées, car sans plus de puissance réseau, la péninsule risque de vivre de plus en plus d’épisodes de « cannibalisation » renouvelable : beaucoup de production, prix écrasés, déversements ou limitations.

Pour un centre de données, cela traduit une vérité pragmatique : l’énergie bon marché peut coexister avec des restrictions locales. Et cela oblige à une analyse fine : localisation précise, nœud électrique, conditions de raccordement, disponibilité réelle de puissance, calendrier des renforcements réseau. Il ne suffit pas d’observer la carte sur une journée ; il faut analyser tout le système.

Pourquoi l’Espagne et le Portugal attirent de plus en plus l’attention (et ce que le secteur doit surveiller)

Malgré cette prudence, l’intérêt est réel et en croissance. Les rapports du secteur évoquent un pipeline de nouvelles capacités pour les centres de données en Péninsule, porté par la combinaison d’énergies renouvelables, de demande numérique, de câbles sous-marins et de connectivité internationale, ainsi qu’un marché qui mûrit pour de grands déploiements. Dans ce contexte, des acteurs de l’écosystème industriel et ingénierie — comme Quark Sener Group, mentionné dans la discussion LinkedIn — perçoivent une opportunité claire : accompagner le déploiement de projets allant de la conception énergétique à l’intégration dans les infrastructures critiques.

Ce que cette expérience enseigne, cependant, dépasse l’enthousiasme : si en moins de 24 heures, un pays peut afficher une moyenne de 0,80 €/MWh et en même temps évoquer une séparation des marchés liée aux limites d’interconnexion, la conclusion est que la compétitivité énergétique ne sera pas linéaire. Elle sera dynamique. Et dans cette dynamique, ceux qui sauront transformer le prix en stratégie — PPS bien structurés, planification multi-sites, et conception tolérant et exploitant la volatilité — seront en position de gagner.

Questions fréquentes

Pourquoi peut-on observer des prix de l’électricité proches de 0 €/MWh ou même négatifs en Espagne et au Portugal ?
C’est généralement le cas lorsque beaucoup d’énergie renouvelable (notamment éolienne) est produite, avec une demande relativement faible. Si la capacité d’exportation est limitée par les interconnexions, l’excédent reste dans le pays et pousse le prix du marché de gros vers ses minima.

Qu’est-ce que le “market splitting” dans le marché ibérique (MIBEL) et comment influence-t-il le prix ?
C’est un mécanisme par lequel l’Espagne et le Portugal cessent de partager un prix unique lorsque l’interconnexion atteint sa capacité maximale. Dans ce cas, chaque zone fixe son propre prix selon son offre et sa demande locale, ce qui peut provoquer de grandes divergences en période de congestion.

Le prix du marché de gros (OMIE/MIBEL) influence-t-il directement le coût payé par un centre de données ?
Il l’influence, mais ce n’est pas le seul facteur. Un centre de données combine souvent des contrats à long terme (ex. PPAs renouvelables), des couvertures et des peages réseau. Le prix day-ahead sert de référence, mais ne reflète pas forcément le coût final d’approvisionnement.

Pourquoi les hyper-scalers regardent-ils vers l’Espagne et le Portugal pour leurs nouveaux centres ?
Principalement pour la croissance de l’énergie renouvelable, les options de contrats à long terme, la connectivité et la possibilité d’intégrer des infrastructures durables. Toutefois, la décision dépend aussi de facteurs locaux : accès à la puissance, permis, eau, terrains, calendrier de renforcements du réseau.

Source : LinkedIn