La capacité solaire installée a dépassé les 100 GW. Mais la demande maximale en été dépasse rarement 60 GW. Les jours ensoleillés, le solaire inonde le marché et fait chuter les prix au plus bas.
L'impact est déjà visible sur la rentabilité des projets en marché libre.
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 à long terme ?
Cette étude abordera :
- Comment le taux de capture solaire allemand 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 redessine l'ordre de mérite.
- Pourquoi le taux de capture annuel allemand rejoint désormais celui de l'Espagne.
- Ce que cela implique pour la conception des subventions et l'économie du stockage.
Pour plus d'informations sur ce sujet, contactez l'auteur à zach.williams@modoenergy.com
Les taux de capture solaire en Allemagne ont chuté de 44 %
Le taux de capture solaire mesure le prix moyen que les producteurs solaires reçoivent, par rapport au prix moyen du marché.
En 2025 jusqu'à présent, ce taux a atteint en moyenne seulement 54 %, contre 98 % en 2022.
Une nette tendance saisonnière se dessine : en mai et juin, les taux mensuels de capture 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.
En raison de la latitude élevée de l'Allemagne et de l'orientation sud des panneaux, chaque nouveau gigawatt installé produit cinq fois plus d'électricité en été.
Alors que la demande baisse d'environ 1 GW par an, la production solaire de pointe augmente de 3 GW.
Plus de solaire poursuit une demande moindre et couvre de plus en plus souvent la consommation.
Cette dynamique accentue la pression sur la rentabilité des projets :
- Le solaire devient plus souvent le producteur marginal, faisant baisser les prix.
- Plus d'énergie est vendue à ces prix plus faibles.
En fin de compte, les taux de capture chutent car plus d'énergie est vendue au moment où le solaire fixe le prix. C'est la cannibalisation solaire.
Le solaire détermine 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 acceptées jusqu'à ce que la demande soit satisfaite.
Le prix plancher du marché est de -500 €/MWh. Les actifs en obligation de fonctionnement et les renouvelables subventionnés soumissionnent souvent à ce niveau pour garantir leur production.
Au cours des cinq dernières années, 11 GW supplémentaires ont commencé à soumissionner à des prix négatifs pendant la journée.
La nuit, la structure reste similaire à celle de 2020, ce qui montre que ce changement est principalement dû à la nouvelle capacité solaire subventionnée.
À mesure que la capacité installée croît, 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 la chute 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 progression 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 les taux de capture sont tout aussi bas
La pénétration solaire en Espagne est presque deux fois supérieure à celle de l'Allemagne : 18 % contre 10 %.
Cependant, les taux de capture annuels sont presque identiques.
Tout s'explique par la saisonnalité et la forme de la demande
La position de l'Espagne, plus proche de l'équateur, lui permet une production plus régulière sur l'année que l'Allemagne.
Les profils de demande diffèrent aussi :
- En Espagne, la chaleur estivale augmente la demande de climatisation, ce qui aide à absorber la production de midi.
- En Allemagne, la demande est plus stable, avec un pic hivernal modéré dû au chauffage domestique.
En Espagne, les taux de capture baissent lors des saisons intermédiaires mais résistent mieux en été, et bénéficient même d'une production hivernale raisonnable, lorsque les prix sont plus élevés.
Pourquoi l'Allemagne continue-t-elle de construire du solaire alors que les rendements diminuent ?
Parce que la majorité du solaire en Allemagne est protégée des signaux du marché.
Plus de 90 % de la capacité installée bénéficie d'un soutien public – soit par tarifs de rachat garantis (FiT), soit par primes de marché. Ces dispositifs garantissent des revenus, même en cas d'effondrement des prix.
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 forte demande lors des appels d'offres, certains développeurs se tournent vers les PPA ou l'exposition au marché libre.
De nouvelles règles sur les prix négatifs, introduites en 2021, combinées à une part croissante de projets en marché libre, 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 financés par le budget fédéral.
À mesure que les taux de capture baissent, l'écart de soutien se creuse.
Cela accentue la pression pour une réforme des subventions et fait du stockage un pilier central de l'investissement à long terme.
Conclusion : la valeur du solaire baisse, mais le stockage n'a jamais eu autant de potentiel
L'Allemagne déploie du solaire plus vite que le réseau ne peut l'absorber, ce qui fait baisser les taux de capture et augmenter le coût des subventions.
Avec un objectif de 215 GW d'ici 2030, ce déséquilibre va encore s'accentuer.
Les fondamentaux envoient un signal fort en faveur des batteries.
Un réseau saturé d'électricité bon marché à midi crée des conditions idéales pour le stockage : déplacer l'énergie là où elle est nécessaire, réduire les coûts et améliorer l'efficacité du système.
C'est une bonne nouvelle pour les consommateurs – et cela renforce l'intérêt économique.
Les batteries peuvent réduire les paiements de subventions tout en générant des revenus entièrement marchands, canalisant 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 au rythme du développement solaire.
La question est désormais de savoir si le stockage pourra se développer assez rapidement pour préserver l'intérêt d'investir dans le solaire.
