Les centrales solaires produisent de l’électricité au même moment, ce qui fait baisser les prix lorsque l’offre arrive sur le marché. La demande, les contrats et le reste du mix de production déterminent l’ampleur de cette baisse.

Dans « Perspectives du solaire en Europe : prix négatifs, prix captés et co-localisation », Till Stehr et Pablo Martínez explorent les conséquences pour les propriétaires et la façon dont les batteries, les trackers et l’accès au réseau peuvent améliorer les rendements.

L’Espagne connaît le plus grand nombre d’heures à prix négatifs parmi les marchés que nous suivons, mais les prix y sont les moins bas

Dans notre comparaison, l’Espagne affiche le plus grand nombre d’heures à prix négatifs, mais les prix descendent rarement très loin sous zéro. De nombreux contrats d’achat d’électricité solaire (PPA) cessent de rémunérer la production pendant ces heures. Les centrales réduisent donc leur production plutôt que de payer pour continuer à produire.

En Allemagne, certaines anciennes aides encouragent la poursuite de la production, tandis qu’une partie du parc photovoltaïque en toiture ne réagit pas aux prix. Davantage de production reste en ligne, entraînant les prix encore plus bas sous zéro. L’écart s’explique par les incitations et la flexibilité, autant que par la capacité solaire installée.

La météo a également influencé le résultat de l’Espagne. Un printemps pluvieux a accru la production hydraulique et fait baisser les prix plus tôt dans l’année. L’écart avec les autres marchés ne s’est pas creusé tout au long de l’été, car la hausse de la demande a contribué à absorber la production solaire.

Quelle part de la production d’une centrale solaire intervient pendant les heures à prix négatifs ?

En Espagne, le principal risque est de perdre des ventes pendant les heures où les centrales produisent le plus. Pour un actif virtuel situé dans le sud de l’Espagne, 21 % de la production potentielle a été enregistrée pendant des heures à prix négatifs au cours des 12 mois précédant octobre.

Arrêter la production pendant ces heures améliore le prix moyen obtenu par une centrale, mais réduit le volume d’électricité vendu. Il faut donc examiner les prix captés en parallèle des volumes et des revenus totaux.

Il en va de même pour les PPA : dans notre exemple à 40 €/MWh, le prix versé n’a été que de 33 € par MWh de production potentielle une fois les heures à prix négatifs exclues. Le prix affiché dans le contrat ne dit pas aux propriétaires quelle part de la production sera rémunérée. C’est particulièrement important au printemps, lorsque de longues périodes de prix légèrement négatifs peuvent exclure une part substantielle de la production du mécanisme de rémunération.

Pourquoi le solaire espagnol affiche-t-il le taux de capture le plus faible des quatre marchés de nos perspectives ?

L’Espagne couvre déjà une part importante de la demande diurne grâce au solaire. La pression est maximale au printemps, lorsque la production est forte mais que la demande liée à la climatisation n’a pas encore augmenté. La hausse de la demande en été contribue ensuite à absorber davantage de production et à soutenir les prix. En Allemagne, la demande augmente moins selon les saisons ; la production estivale supplémentaire y est donc davantage confrontée à la concurrence.

La hausse des prix du gaz en 2026 a également contribué à augmenter les revenus du solaire, le prix moyen de l’électricité ayant progressé dans toute l’Europe. Cet avantage se matérialise pendant les heures où le gaz reste nécessaire pour répondre à la demande et détermine le prix de l’électricité. Lorsque le solaire fait déjà baisser les prix vers zéro, la hausse des prix du gaz apporte peu de soutien.