​Le 8 juillet 2025, la production solaire en Grande-Bretagne a atteint pour la première fois 14 GW. Pendant plusieurs heures cet après-midi-là, le solaire a produit plus d’électricité que le gaz, l’éolien et le nucléaire réunis. Et cela sans inclure le solaire dans le mécanisme CfD, qui doit permettre l’ajout de 10 GW de solaire supplémentaires dans les prochaines années.

Cette production record a eu un impact direct sur le trading des batteries. Le 3 juillet, alors que le pic solaire atteignait 11,5 GW, l’indice ME BESS GB a enregistré 318 £/MW, soit 84 % au-dessus de la moyenne quotidienne de l’été 2025. Le 8 juillet, avec 14 GW de solaire, les revenus sont tombés à 155 £/MW, soit 10 % en dessous de la moyenne. Le solaire élargit les écarts intrajournaliers certains jours et les réduit à d’autres, selon la façon dont le profil de production interagit avec la demande et l’éolien.

La Grande-Bretagne dispose désormais de 21 GW de solaire installé. Le gouvernement vise 45 GW de solaire au total — toiture et au sol confondus — d’ici 2030. Cela implique de plus que doubler le parc en cinq ans, et les effets du CfD et du solaire non subventionné sur la formation des prix de gros, les revenus des batteries et les taux de capture ne feront que s’intensifier. Voici comment nous en sommes arrivés là.

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Points clés - développement solaire en trois phases

• La Grande-Bretagne dispose d’environ 21 GW de capacité solaire opérationnelle. Lors des journées très ensoleillées, les écarts de prix de gros sont fortement affectés.
• Le parc a été construit en trois périodes de subventions : FiT, RO et CfD. Chacune répondant à la position du solaire sur sa courbe de coûts.
• Le solaire installé sans soutien FiT, RO ou CfD — y compris les toitures domestiques, l’autoconsommation commerciale et les centrales marchandes — représente désormais 8,6 GW.
• Le CAPEX du solaire à grande échelle a chuté de 75 % depuis 2010 — passant de 3 050 £/kW à 780 £/kW. Au Royaume-Uni, le DESNZ estime le coût actuel du solaire à grande échelle (≥5 MW au sol) à 659 £/kWp, avec une fourchette de 526–788 £/kWp.
• Le pipeline CfD seul contient plus de 12 GW des lots AR4–AR7a. Avec le déploiement hors subvention, le parc total pourrait atteindre 41 GW d’ici 2030 — juste en dessous de l’objectif de 45 GW.

Le solaire influence déjà le marché de l’électricité

Avec 21 GW, le solaire est suffisamment important pour faire bouger les prix, même lors des pics de demande. Lors des journées d’été dégagées, la production solaire dépasse celle du gaz de la fin de matinée au milieu d’après-midi, ce qui fait baisser les prix de gros à midi et redessine les écarts intrajournaliers sur lesquels batteries et producteurs flexibles interviennent.

L’impact varie selon les jours. Une forte production solaire peut élargir l’écart entre les creux de la mi-journée et les pics du soir, créant des opportunités de trading. Ou, si elle se maintient tout l’après-midi, elle peut aplatir la courbe et réduire les écarts. Ces deux effets deviennent plus marqués à mesure que le parc grandit.

Pour les développeurs solaires, chaque gigawatt supplémentaire fait baisser le prix de gros précisément aux heures où le solaire produit. Les taux de capture du solaire devraient passer de 89 % à 68 % au cours de la prochaine décennie, des baisses similaires ayant été observées en Allemagne et en Espagne, pays ayant fortement développé le solaire.

Cette cannibalisation est l’une des raisons pour lesquelles le gouvernement a réintégré le solaire au mécanisme CfD — les revenus marchands seuls n’étaient pas suffisants pour soutenir le rythme de construction nécessaire à l’objectif net zéro.

Le solaire s’est développé en trois phases distinctes

Le parc solaire britannique de 21 GW s’est constitué en trois périodes, chacune correspondant à la position de la technologie sur sa courbe de coûts.

L’ère FiT (2010–2019)

Lancée à 41,3p/kWh pour les petites installations en toiture — plus de huit fois le prix de gros actuel — car c’était nécessaire à l’époque où le solaire coûtait 3 050 £/kW à installer. En neuf ans, cela a permis d’installer 5,1 GW sur 860 000 toits, principalement résidentiels. Une réduction de 64 % du tarif en janvier 2016 a divisé par deux les nouvelles installations du jour au lendemain, et le programme s’est terminé en 2019 à 3,8p/kWh.

L’ère Renewable Obligation (2013–2017)

Menée en parallèle, elle offrait des certificats d’obligation renouvelable (ROC) échangeables — chacun valant environ 45–50 £. Avec le solaire recevant 1,2–2,0 ROC par MWh, la subvention totale atteignait 58–90 £/MWh.

Cela a entraîné une vague concentrée de solaire à grande échelle — 5,7 GW répartis sur 878 centrales. Le déploiement suivait un schéma trimestriel marqué : les projets devaient être accrédités avant le 31 mars chaque année, créant d’importants pics au premier trimestre. Le seul T1 2015 a vu 2,3 GW connectés.

Le creux (2019–2022)

En 2020, les deux dispositifs étaient fermés. Le gouvernement a exclu le solaire des tours d’allocation CfD, jugeant qu’il s’agissait d’une « technologie mature » pouvant survivre grâce aux revenus de marché. Il avait raison sur la technologie. Il s’est trompé sur le rythme. Les ajouts annuels sont tombés à 300–400 MW — une fraction des 4–5 GW par an qu’exigeait la trajectoire net zéro.

Deux éléments ont changé la donne. La crise énergétique de 2022 a rendu le solaire domestique très attractif : avec des prix de détail à 25–30p/kWh, une installation en toiture était rentabilisée en 5 à 7 ans. Les installations domestiques ont bondi et restent au-dessus de 20 000 par mois depuis. Et le gouvernement a réintégré le solaire dans le CfD à partir de l’AR4 en 2022.

Le retour du CfD (2022–présent)

Le solaire a été la technologie la plus représentée en nombre de projets à chaque tour d’allocation depuis l’AR4. L’AR7a, annoncée en février 2026, a attribué 4,9 GW — la plus grande adjudication solaire de l’histoire du Royaume-Uni — à un prix de 65 £/MWh, soit plus de 10 % moins cher que l’AR6. Seuls 546 MW de solaire CfD étaient opérationnels fin 2025, mais le pipeline est immense : plus de 12 GW attribués entre AR4 et AR7a.

En parallèle du pipeline subventionné, le solaire sans subvention a explosé. Le résidentiel en toiture, l’autoconsommation commerciale et les grandes centrales hors subvention sont passés de 2,8 GW fin 2022 à 8,6 GW fin 2025.

À mesure que les coûts de construction ont baissé, le solaire soutenu par des PPA est devenu plus compétitif, tandis que le solaire en toiture est devenu plus accessible au grand public.

Les catégories RO (5,7 GW) et non subventionnées (8,6 GW) représentent les deux tiers du parc actuel. Le FiT compte pour 5,1 GW répartis sur 860 000 installations. Le CfD représente actuellement une faible part, mais avec 10 GW dans le pipeline, il deviendra la principale catégorie du parc.

Le rythme est en-dessous du plan CP30 - mais le pipeline CfD arrive

L’année 2025 a vu l’ajout de 2,6 GW — la meilleure performance depuis 2016. Mais le plan Clean Power 2030 exige 4,7 GW par an pendant cinq ans. Le rythme de 2025 ne représente que 55 % du nécessaire.

Deux forces impulsent la prochaine vague. Le pipeline CfD — plus de 12 GW attribués entre AR4 et AR7a — est la composante la plus certaine. Parallèlement, la poursuite de la baisse des capex renforce l’intérêt marchand, en particulier pour le solaire couplé au stockage par batterie.

Ensemble, CfD et déploiement marchand suggèrent que le parc atteindra environ 41 GW d’ici 2030 — soit presque le double d’aujourd’hui, mais en deçà de l’objectif de 45 GW. Les délais de raccordement au réseau constituent la principale contrainte. Les cinq prochaines années devraient voir plus de solaire installé que les quinze dernières réunies.