Solaire au sol : pourquoi l’Allemagne affiche des prix deux fois inférieurs à ceux de la France ?

Un écart de prix spectaculaire entre l’Allemagne et la France

Le marché du photovoltaïque au sol révèle des disparités européennes particulièrement marquées. Le dernier appel d’offres organisé par la Bundesnetzagentur, l’agence fédérale allemande de régulation des réseaux, a abouti à des prix moyens qui semblent presque deux fois inférieurs à ceux constatés en France. Ce constat interpelle d’autant plus que l’ensoleillement français est, en moyenne, nettement plus généreux que celui de l’Allemagne.

Lors de cette enchère dédiée aux grandes installations solaires au sol, l’agence allemande a retenu 261 offres représentant une puissance cumulée de 2 135 MW. Le prix moyen pondéré s’est établi à 47,9 €/MWh, avec un éventail de prix allant de 43,8 €/MWh à 49,7 €/MWh. Ce niveau de prix confirme la compétitivité du solaire allemand, malgré un gisement solaire moins favorable qu’en France.

En France, la dernière session de l’appel d’offres PPE2 consacré au solaire au sol a débouché sur un prix moyen de 79,5 €/MWh pour les projets lauréats. L’écart est donc considérable. Et ce qui intrigue encore davantage, c’est que ce différentiel persiste alors même que les conditions d’irradiation dans l’Hexagone sont plus avantageuses. Si l’on applique un correctif d’environ 20 % lié au gisement solaire, le prix allemand de 47,9 €/MWh correspondrait, dans des conditions françaises, à un coût actualisé de l’énergie (LCOE) proche de 40 €/MWh. Autrement dit, l’écart avec les 79,5 €/MWh français atteindrait presque 100 %.

Une comparaison à manier avec prudence

Un tel chiffre doit pourtant être interprété avec précaution. Les mécanismes d’appels d’offres français et allemands ne sont pas strictement comparables. Comme le souligne Xavier Daval, fondateur de KiloWattSol, de nombreux facteurs expliquent légitimement une partie de cet écart. Les deux pays ne construisent pas leurs enchères autour des mêmes règles, des mêmes critères de sélection, des mêmes obligations de raccordement ni des mêmes dispositifs fiscaux.

Comparer un prix d’adjudication brut revient à comparer des réalités économiques différentes. Il ne s’agit pas simplement d’un écart de performance industrielle ou technologique. Le prix final du mégawattheure intègre en réalité une multitude de paramètres : coût du capital, fiscalité locale, modalités de raccordement, durée d’instruction, risques contentieux, structures de financement et nature exacte du soutien public.

Des coûts d’exploitation, d’assurance et de foncier plus élevés en France

L’un des premiers postes de surcoût identifié par Xavier Daval concerne les dépenses d’exploitation et de maintenance, les assurances et le coût du foncier. À eux trois, ces postes représenteraient un surcoût de 5 à 8 €/MWh par rapport à l’Allemagne. En France, les terrains disponibles sont souvent plus chers, les démarches pour les sécuriser plus longues et les locations plus onéreuses.

Les retours d’expérience recueillis sous le poste d’analyse de KiloWattSol confirment cette lecture. Plusieurs acteurs du secteur évoquent des coûts de maintenance technique potentiellement deux fois supérieurs en France. Cette différence s’expliquerait notamment par les normes de raccordement, les obligations contractuelles liées aux postes de transformation et les exigences de qualité imposées par les gestionnaires de réseau.

S’y ajoute un surcoût sur les modules photovoltaïques eux-mêmes. Les exigences françaises en matière de contenu carbone, inscrites dans les cahiers des charges des appels d’offres, conduisent à sélectionner des panneaux fabriqués selon des procédés plus vertueux, mais aussi plus coûteux. Ce surcoût est estimé entre 10 et 15 €/kWc, ce qui pèse directement sur le prix de revient de l’électricité produite.

Le raccordement et la fiscalité, deux freins structurels

Le raccordement au réseau électrique constitue un autre facteur majeur de divergence. En France, les développeurs doivent composer avec le schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR), qui mutualise une partie des coûts mais ajoute de la complexité et des délais. La taille des postes de transformation, les études d’impact et les travaux de renforcement imposés peuvent considérablement alourdir la facture finale.

Le volet fiscal n’est pas non plus neutre. L’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux, plus connue sous le sigle IFER, pèse spécifiquement sur les installations de production d’électricité. Pour un parc au sol, cette taxe représenterait environ 2 à 3 €/MWh supplémentaires. Elle s’ajoute aux autres prélèvements locaux et aux charges de personnel, ce qui réduit d’autant la compétitivité des projets français.

Des délais de développement plus longs et plus incertains

Le temps, c’est de l’argent. En France, les projets solaires au sol doivent souvent faire face à des procédures administratives longues, parfois imprévisibles. Les recours contentieux, qu’ils émanent d’associations ou de riverains, peuvent retarder un chantier de plusieurs années. Cette incertitude est pénalisante pour les porteurs de projet, car elle retarde la mise en service et donc l’entrée en phase de production.

Les acteurs du marché estiment que ces délais supplémentaires représentent un surcoût de 4 à 7 €/MWh. En Allemagne, le cadre de développement est perçu comme plus prévisible, avec un nombre de recours limité et des procédures davantage cadencées. Cette différence de risque se répercute mécaniquement dans les prix demandés par les développeurs.

L’accès au foncier est un autre point de blocage. En France, la concurrence entre zones agricoles, zones naturelles et projets photovoltaïques reste très vive. Les exigences liées à la protection des sols, à l’artificialisation et à la biodiversité compliquent l’identification de sites réellement constructibles. Ce poste représenterait un surcoût de 4 à 7 €/MWh par rapport au marché allemand.

Le financement bancaire, un avantage allemand décisif

Le coût du capital est l’un des facteurs les plus structurants dans un projet solaire. Un parc photovoltaïque exige un investissement initial massif, et le coût de la dette influence fortement le prix de vente de l’électricité. Sur ce point, la France est désavantagée par rapport à l’Allemagne.

Les banques allemandes, et notamment les banques régionales issues du tissu local, proposent aux porteurs de projets des conditions de financement plus attractives : des taux plus bas, des durées plus longues et une connaissance approfondie des énergies renouvelables. Cette expérience accumulée depuis les débuts de la transition énergétique allemande rassure les comités de crédit.

À l’inverse, le financement des projets en France est souvent jugé plus risqué. L’instabilité des règles administratives, la difficulté à sécuriser le foncier et les recours contentieux renchérissent le coût de la dette. Ce surcoût du capital est estimé entre 3 et 6 €/MWh, un montant non négligeable dans une équation économique où chaque euro compte.

Des mécanismes de soutien qui faussent la comparaison

Il existe une autre différence fondamentale entre les deux pays : la structure de rémunération des producteurs. L’Allemagne s’appuie principalement sur la Marktprämie, c’est-à-dire une prime de marché versée en complément des revenus de vente d’électricité. Lorsque le prix de marché dépasse le niveau de rémunération garanti, le producteur allemand conserve une partie de cet écart positif.

La France, elle, recourt notamment à des contrats pour différence (CfD) de type symétrique. Dans ce modèle, lorsque le prix de marché est supérieur au prix de référence fixé dans le contrat, le producteur doit restituer la différence à l’État. Ce mécanisme protège l’acheteur public, mais il plafonne de fait les revenus des producteurs et réduit la valeur économique espérée du projet.

Cette asymétrie n’est pas anodine. La possibilité de conserver une partie de la hausse des prix de l’électricité augmente la valeur espérée d’un projet allemand. Les développeurs peuvent donc proposer des prix d’adjudication plus bas tout en maintenant leur rentabilité. À l’inverse, les candidats français doivent intégrer ce plafonnement dans leur calcul, ce qui les conduit logiquement à relever leur prix.

Une photographie à interpréter avec recul

L’écart entre les 47,9 €/MWh allemands et les 79,5 €/MWh français ne doit donc pas être lu comme une simple différence de coût technologique. Il est le produit d’un ensemble de facteurs économiques, réglementaires et financiers. La fiscalité, le raccordement, les conditions de développement, le coût du capital et les mécanismes de soutien jouent chacun un rôle déterminant.

Ce constat ne signifie pas que la France n’a pas de progrès à accomplir. L’harmonisation des procédures, la sécurisation du foncier, la réduction des délais et l’alignement des dispositifs de soutien sur les pratiques les plus efficaces pourraient contribuer à rapprocher les prix français des standards allemands. Mais il serait trompeur de conclure que le solaire au sol est structurellement deux fois plus cher en France. En réalité, la vérité est plus nuancée : l’écart mesuré reflète avant tout deux approches différentes de la politique énergétique, du financement et de la répartition des risques entre l’État, les banques et les producteurs.

Pour les acteurs du secteur, l’enjeu est désormais de tirer les leçons de cette comparaison. Réduire les incertitudes réglementaires, adapter le cadre fiscal et rendre les mécanismes de soutien plus compatibles avec les réalités du marché constituent autant de pistes pour améliorer la compétitivité du photovoltaïque français.

Aurélien CHAPUIS

Aurélien Chapuis est diplômé du Master Management et Gestion de l’Énergie de l’ESCP Business School. Expert en stratégie photovoltaïque et business developer pour PV Solaire Énergie depuis 2019, il accompagne les professionnels du secteur dans leur croissance et vulgarise les enjeux de la transition énergétique pour le grand public.

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