Prix négatifs de l’électricité : le solaire européen face à une crise de valorisation sans précédent

Le développement rapide du photovoltaïque en Europe bute aujourd’hui sur un obstacle majeur : la multiplication des épisodes de prix négatifs sur les marchés de l’électricité. Selon une analyse récente du cabinet suisse Pexapark, spécialisé dans les énergies renouvelables, les facteurs de capture du solaire – c’est-à-dire le rapport entre le prix de marché obtenu par une centrale solaire et le prix de base de l’électricité – ont chuté de manière significative dans cinq grands pays européens entre avril 2025 et avril 2026. Cette tendance, qui s’accompagne d’une hausse du nombre d’heures à prix négatifs, remet en cause la rentabilité des installations existantes et les modèles économiques des futurs projets.

L’étude de Pexapark, relayée par pv magazine, montre que la France, l’Allemagne, l’Espagne, l’Italie et la Pologne sont tous concernés, mais à des degrés divers. Le phénomène n’est plus conjoncturel : il devient structurel, malgré la volatilité géopolitique liée au conflit avec l’Iran qui affecte les prix des matières premières. Comme le souligne David Battista, analyste chez Pexapark, les facteurs de capture solaire restent avant tout déterminés par des déséquilibres d’offre et de demande internes au continent, bien plus que par les chocs externes.

Une chute généralisée des facteurs de capture

Le facteur de capture est un indicateur clé pour les producteurs d’électricité solaire. Un facteur de 1 signifie que le prix obtenu est égal au prix moyen du marché. Plus il est bas, plus la centrale est exposée aux heures de faible prix, notamment lors des pics de production photovoltaïque en milieu de journée. En avril 2026, les valeurs observées dans plusieurs pays sont historiquement basses.

En France, le facteur de capture est tombé à environ 0,10 en avril 2026, contre 0,42 un an plus tôt, soit une baisse de 75 %. Dans le même temps, le nombre d’heures à prix négatifs est passé de 90 à 139, et la part de la production solaire injectée pendant ces épisodes a bondi de 29,2 % à 45,1 %. Cette dégringolade s’explique par une combinaison de températures douces, d’une demande électrique affaiblie pendant les vacances et d’une meilleure disponibilité du parc nucléaire. Les capacités d’exportation vers les voisins, eux-mêmes en surproduction solaire, étaient très limitées.

En Allemagne, le facteur de capture a reculé d’environ un tiers, passant de 0,40 en avril 2025 à 0,26 en avril 2026. Les heures à prix négatifs sont passées de 75 à 123, et la part de production solaire concernée de 32,6 % à 46,8 %. La situation est d’autant plus préoccupante que l’Allemagne est le premier marché photovoltaïque européen avec une capacité installée dépassant les 100 GWc fin 2025.

L’Espagne, malgré un recul plus modéré entre avril 2025 et avril 2026 (de 0,30 à 0,28), a connu un épisode très sévère en février 2026, où le facteur de capture est descendu à 0,18 contre 0,71 un an plus tôt. La raison : une production hydroélectrique exceptionnellement élevée, combinée à un parc solaire en croissance très rapide. Pexapark relève 148 heures à prix négatifs en février 2026, contre zéro en février 2025. Pour David Battista, cela montre que la surproduction solaire n’est plus cantonnée aux mois d’été, mais commence à s’étendre aux saisons intermédiaires, voire à l’hiver.

En Italie, où les prix de l’électricité sont parmi les plus élevés d’Europe, le facteur de capture est passé de 0,75 à 0,71, soit le deuxième niveau le plus bas jamais enregistré dans le pays. Le nord reste relativement épargné, mais des heures à prix zéro sont apparues dans les régions centrales et méridionales. La Pologne complète le tableau avec une baisse de 0,54 à 0,40, même si le mix électrique encore très carboné et un déploiement solaire moins avancé offrent pour l’instant une certaine protection.

Focus sur les marchés clés

France : un effondrement emblématique
La situation française est la plus frappante. Avec un facteur de capture à 0,10, les producteurs solaires ne captent plus qu’un dixième du prix moyen de l’électricité. Ce niveau remet en cause le modèle des contrats pour différence (CfD) actuels, qui offrent un complément de revenu mais ne protègent pas totalement contre les prix négatifs. Selon David Battista, ces données renforcent les arguments en faveur d’une réforme des CfD français pour le solaire à grande échelle.

Allemagne : la multiplication des heures négatives
Avec 123 heures à prix négatifs en avril 2026, l’Allemagne connaît une pression croissante sur les revenus solaires. La part de production injectée pendant ces périodes atteint près de 47 %. Les projets sans système de stockage ou sans contrat de long terme sont particulièrement vulnérables.

Espagne : un hiver sous tension
L’Espagne illustre le défi du solaire en climat méditerranéen. Le facteur de capture a déjà fortement chuté en début d’année, et les premiers mois de mai 2026 confirment la tendance. Le pays a atteint une capacité solaire de plus de 35 GWc, mais le stockage et l’interconnexion restent insuffisants pour absorber les surplus.

Italie et Pologne : des situations contrastées
En Italie, la baisse est plus lente mais préoccupante car elle intervient dans un contexte de prix de base élevés. En Pologne, la pression est encore modérée, mais l’intégration croissante avec les marchés voisins et l’augmentation des capacités photovoltaïques annoncent une intensification future des épisodes de surproduction.

Les causes profondes du phénomène

Les prix négatifs surviennent lorsque l’offre d’électricité dépasse la demande à un instant donné. Dans le cas du solaire, la production est concentrée sur les heures centrales de la journée, et lorsque la puissance installée est très élevée, l’offre peut saturer le réseau. Plusieurs facteurs expliquent l’ampleur actuelle du phénomène :

• Croissance rapide du parc solaire : l’Europe a installé environ 70 GWc de solaire en 2025, selon SolarPower Europe, et le rythme s’accélère.
• Demande électrique atone ou saisonnière : les mois d’avril et de mai bénéficient d’un bon ensoleillement, mais la demande est faible (chauffage arrêté, climatisation pas encore démarrée).
• Disponibilité des autres moyens de production : en France, le nucléaire a retrouvé un haut niveau de disponibilité ; en Espagne, l’hydraulique a été très abondant.
• Limites des interconnexions : les pays voisins étant souvent en situation de surproduction similaire, les exportations ne peuvent pas résorber l’excédent.
• Manque de flexibilité : le stockage par batterie est encore insuffisant (moins de 10 GW en Europe fin 2025), et le pilotage de la demande reste balbutiant.

Conséquences pour les producteurs et les investisseurs

La dégradation des facteurs de capture a un impact direct sur le taux de rendement interne (TRI) des projets solaires. Pour les centrales existantes sans contrat de vente à long terme, la baisse des revenus spot peut compromettre leur viabilité. Pour les nouveaux projets, les banques et les investisseurs exigent des garanties (PPA, CfD, etc.) et une visibilité sur les prix futurs. Or, si les prix négatifs deviennent la norme, le coût du capital augmente.

Les données d’avril 2026 suggèrent que nous entrons dans une nouvelle phase, où les épisodes sévères de surproduction en milieu de journée ne sont plus des événements isolés mais des situations structurelles récurrentes, en particulier pendant les mois intermédiaires. En Allemagne et en France, 2026 pourrait établir de nouveaux plus bas historiques pour les taux de capture si les rythmes actuels de déploiement se poursuivent.

Quelles solutions pour redonner de la valeur au solaire ?

Plusieurs pistes sont explorées pour atténuer l’érosion des revenus solaires :

• Stockage par batteries : décaler la production solaire vers les heures de pointe du soir permet d’échapper aux prix négatifs. L’Europe prévoit d’installer 30 GW de batteries d’ici 2030.
• Power-to-X : utiliser l’électricité excédentaire pour produire de l’hydrogène vert ou des carburants synthétiques.
• Contrats pour différence réformés : la France envisage un nouveau mécanisme qui limiterait l’exposition aux prix négatifs, par exemple en plafonnant les compensations lorsque les prix passent sous zéro.
• Autoconsommation et réseaux intelligents : encourager la consommation locale de l’électricité solaire (bornes de recharge, pompes à chaleur) et le pilotage de la demande.
• Renforcement des interconnexions : mieux connecter les régions nordiques (hydroélectricité) et sud-européennes (solaire) pour équilibrer l’offre.

L’analyse de Pexapark montre que les premiers jours de mai 2026 confirment la tendance d’avril, avec des records de prix négatifs dans plusieurs pays. David Battista conclut : « Les marchés solaires européens entrent peut-être dans une phase où les surproductions sévères ne sont plus des exceptions mais des situations structurelles. » Pour les acteurs du secteur, l’urgence est désormais de combiner déploiement massif et flexibilité, sous peine de voir la valorisation du solaire compromettre les objectifs climatiques.

Sources complémentaires : ENTSO-E (données de marché), IRENA (statistiques capacités renouvelables) et blog Pexapark (analyses détaillées).