La capacité solaire installée a dépassé les 100 GW. Mais la demande maximale en été dépasse rarement 60 GW. Les jours ensoleillés, l’énergie solaire inonde le marché et fait chuter les prix au plus bas.
L’impact est déjà visible sur la rentabilité des projets en vente directe.
Mais 90 % des projets en Allemagne bénéficient de subventions à prix fixe – et ces paiements sont couverts par le budget fédéral.
Alors, que doit faire l’Allemagne pour protéger les consommateurs et garantir la valeur du solaire pour le système sur le long terme ?
Cette analyse examine :
- Comment le taux de capture solaire en Allemagne est passé de 98 % à 54 % en moins de trois ans.
- Pourquoi la production estivale croît cinq fois plus vite qu’en hiver.
- Comment la hausse de la production modifie l’ordre de mérite.
- Pourquoi le taux de capture annuel allemand rejoint désormais celui de l’Espagne.
- Quelles conséquences pour la conception des subventions et l’économie du stockage.
Pour plus d’informations sur ce sujet, contactez l’auteur – zach.williams@modoenergy.com
Les taux de capture solaire allemands ont chuté de 44 %
Le taux de capture solaire mesure le prix moyen reçu par les producteurs solaires, par rapport au prix moyen du marché.
En 2025 jusqu’à présent, ce chiffre s’élève en moyenne à seulement 54 % – contre 98 % en 2022.
Une nette saisonnalité apparaît : en mai et juin, les taux de capture mensuels sont tombés à seulement 0,43 et 0,44.
L’été devient la période décisive pour la rentabilité des projets.
La production estivale croît cinq fois plus vite qu’en hiver
L’an dernier, 43 % de la production solaire a été réalisée en seulement trois mois – juin, juillet et août.
L’emplacement de l’Allemagne à haute latitude et l’orientation sud des panneaux font qu’un nouveau gigawatt installé produit cinq fois plus d’électricité en été.
Alors que la demande à midi baisse d’environ 1 GW par an, la production solaire augmente de 3 GW.
Plus de solaire pour une demande moindre, et une couverture plus fréquente des besoins.
Cette dynamique accentue la pression sur la rentabilité :
- Le solaire devient plus souvent le producteur marginal, ce qui fait baisser les prix.
- Plus d’énergie est vendue à ces prix bas.
Au final, les taux de capture chutent car plus d’énergie est vendue lorsque le solaire fixe le prix. C’est la cannibalisation solaire.
Le solaire fixe plus souvent le prix
Le marché day-ahead allemand fonctionne par enchères pay-as-cleared. Les producteurs soumissionnent en fonction de leurs coûts, et les offres les moins chères sont retenues jusqu’à ce que la demande soit satisfaite.
Le prix plancher du marché est -500 €/MWh. Les actifs à fonctionnement obligatoire et les renouvelables subventionnés soumissionnent souvent à ce niveau pour garantir leur injection.
Au cours des cinq dernières années, 11 GW supplémentaires ont commencé à soumissionner à des prix négatifs en journée.
La nuit, la pile d’offres ressemble à celle de 2020, ce qui montre que le changement est principalement dû à la nouvelle capacité solaire subventionnée.
À mesure que la capacité installée augmente, le solaire remplace de plus en plus les centrales thermiques comme producteur marginal. Une fois la dernière unité thermique arrêtée, les prix peuvent chuter brutalement, de 100 €/MWh ou plus.
Et l’effondrement s’accélère
Les taux de capture sont passés sous les 50 % 11 fois en 2022, puis 31 fois en 2023 et 63 fois en 2024. Un doublement chaque année.
Ce n’est pas une évolution linéaire. Chaque année, l’augmentation du solaire multiplie les jours où les revenus s’effondrent.
L’Allemagne a moins de solaire que l’Espagne, mais des taux de capture aussi faibles
La pénétration solaire en Espagne est près du double de celle de l’Allemagne : 18 % contre 10 %.
Pourtant, les taux de capture annuels sont quasiment identiques.
Tout s’explique par la saisonnalité et la forme de la demande
La proximité de l’équateur donne à l’Espagne un profil de production plus régulier sur l’année qu’en Allemagne.
Les profils de demande diffèrent aussi :
- En Espagne, la chaleur estivale augmente la demande de climatisation, ce qui permet d’absorber la production de midi.
- En Allemagne, la demande est plus plate, avec seulement un léger pic hivernal lié au chauffage domestique.
Les taux de capture espagnols baissent aux intersaisons mais restent plus élevés en été, et bénéficient même d’une production hivernale raisonnable, lorsque les prix sont plus hauts.
Pourquoi l’Allemagne continue-t-elle à construire du solaire alors que la rentabilité baisse ?
Parce que la plupart du solaire allemand est protégé des signaux du marché.
Plus de 90 % de la capacité installée est soutenue par l’État – soit par des tarifs d’achat garantis (FiT), soit par des primes de marché. Ces dispositifs assurent des revenus même quand les prix s’effondrent.
Depuis 2017, l’Allemagne est passée d’un soutien à prix fixe à des appels d’offres compétitifs pour la plupart des nouvelles capacités.
Face à la saturation des appels d’offres, certains développeurs se tournent vers des PPA ou l’exposition au marché.
Les nouvelles règles sur les prix négatifs introduites en 2021, combinées à une part croissante de projets en vente directe, font qu’une petite part, mais en hausse, du solaire est désormais exposée au risque de marché.
Mais la majorité de la capacité installée reste protégée par les anciens dispositifs – et ces soutiens sont couverts par le budget fédéral.
À mesure que les taux de capture baissent, l’écart à compenser par les subventions s’élargit.
Cela alimente la pression pour une réforme des aides, et fait du stockage un pilier central de l’investissement à long terme.
Conclusion : la valeur du solaire baisse, mais l’intérêt du stockage n’a jamais été aussi fort
L’Allemagne ajoute du solaire plus vite que le réseau ne peut l’absorber, ce qui fait baisser les taux de capture et grimper le coût des subventions.
Avec un objectif de 215 GW d’ici 2030, ce déséquilibre ne peut que s’accentuer.
Les fondamentaux envoient des signaux forts pour les batteries.
Un réseau saturé d’électricité bon marché à midi crée des conditions idéales pour le stockage : déplacer l’énergie là où elle est utile, réduire les coûts et améliorer l’efficacité du système.
C’est positif pour les consommateurs – et cela renforce l’argument économique.
Les batteries peuvent réduire les paiements de subvention tout en générant des revenus de marché, attirant ainsi des capitaux privés vers la transition énergétique allemande.
La capacité de batteries devrait atteindre 3 GW d’ici la fin de l’année, mais cela reste insuffisant face à l’ampleur du déploiement solaire.
La question est désormais de savoir si le stockage pourra se développer assez vite pour sauver la rentabilité du solaire.
