Le solaire européen a un problème de prix qu’il ne savait pas exister il y a trois ans. L’analyse publiée le 22 mai par le spécialiste suisse Pexapark, relayée par pv magazine France, met des chiffres sur une intuition qui se durcissait depuis 18 mois : la production photovoltaïque tombe de plus en plus souvent sur des marchés où le prix de gros bascule en négatif. Conséquence directe, la valeur captée par chaque MWh injecté s’effondre. La filière est rattrapée par son propre succès, et la question n’est plus de produire mais bien de piloter et stocker.
Le capture factor solaire dévisse dans cinq grands marchés européens
Pexapark mesure régulièrement le capture factor, le rapport entre le prix moyen réellement obtenu par une installation solaire et le prix moyen du marché spot. Plus ce coefficient est bas, moins la production se vend à un bon moment de la journée. Les nouveaux chiffres montrent une dégradation marquée en un an dans cinq grands pays : Allemagne, France, Italie, Pologne et Espagne.
L’Italie illustre le mouvement : le capture factor solaire est passé de 0,75 en avril 2025 à environ 0,71 un an plus tard, sur un marché pourtant parmi les plus chers d’Europe. La Pologne décroche plus violemment, de 0,54 à 0,40, soit une perte de valeur de près d’un tiers en douze mois.
Les heures à prix négatif explosent
Derrière cette dégradation, un seul moteur : la multiplication des heures à prix négatif. L’Espagne a enregistré 148 heures de prix spot négatif en février 2026, contre zéro un an plus tôt. La Pologne est passée de 75 à 87 heures sur la même période, et la part de la production solaire affectée par ces épisodes est montée de 27,1 % à 28,5 %.
Le mécanisme est connu mais s’accélère. Quand le soleil tape pendant un creux de consommation (samedi midi de mai, jour férié au printemps, week-end pluvieux pour la clim), les capacités fatales saturent le réseau. Les producteurs raisonnables coupent ou cherchent à écouler à n’importe quel prix, les marchés bascule, et tout MWh injecté gratuit ou en dessous de zéro entame la rentabilité moyenne de la filière.
La France n’est plus à l’abri
Le marché français a longtemps semblé protégé par la place du nucléaire dans son mix. Cette protection s’érode. Le 23 mai, le spot moyen est tombé à 30,00 €/MWh, en chute de 28 % en 24 heures, alors que le solaire couvrait l’essentiel de la pointe de mi-journée et que le parc nucléaire restait dominant à 72 %. RTE note que plus de 2,3 GW d’énergies renouvelables ont été raccordés au premier semestre 2025, dont 2,1 GW de solaire. La capacité solaire installée (26,4 GW) dépasse désormais celle de l’éolien (24,6 GW), et le rythme ne ralentit pas.
Bercy le voit aussi. Un projet d’arrêté daté du 21 mai prévoit de supprimer la prime à l’investissement pour les installations de 0 à 100 kWc sur bâtiment et de réduire le tarif d’achat sur le surplus. Officiellement pour maîtriser la dépense publique. Officieusement, parce que doper la production photovoltaïque sans dispositifs de flexibilité revient à payer pour aggraver le problème.
Coupler PV et stockage : la nouvelle équation économique
L’argument du couplage systématique solaire-batterie n’est plus seulement environnemental ou technique. Il devient strictement financier. Un parc PV équipé d’un BESS dimensionné pour absorber la pointe de mi-journée et la restituer en début de soirée capte la différence de prix entre 0 € (voire négatif) à 13h et 80 à 120 € à 19h. Sur l’année, l’arbitrage tarifaire devient une source de revenus aussi structurante que la vente directe.
La CRE l’a anticipé en réfléchissant à des appels d’offres couplés favorisant l’installation conjointe de production solaire et de stockage stationnaire. RTE rapporte plus de 7 GW de projets BESS dans le tuyau, et un objectif de 3,5 GW raccordés d’ici 2030. La Marne accueille déjà le plus grand site français : 240 MW pour 480 MWh. Demain, les rampes de prix de mi-journée seront pour eux.
Flexibilité côté demande : l’autre arme du pilotage
Côté demande, la bascule technique de la mFRR vers le marché unique européen, effective ce mois-ci, ouvre aux batteries et aux agrégateurs un nouveau gisement de valeur. Les opérateurs d’effacement, payés à la disponibilité puis à l’effacement réel, deviennent des contributeurs clés au lissage des courbes. Et l’Appel d’Offres pour les Flexibilités Décarbonées (AOFD), qui remplace l’historique AOE en 2026, promet jusqu’à 70 000 €/MW pour les acteurs capables de mobiliser du déplacement de charge ou du stockage en quelques minutes.
Symétriquement, les industriels équipés en pompes à chaleur ou en chaudières électriques pourront arbitrer leur consommation en fonction du prix spot, soulageant le réseau et captant les heures les moins chères.
La grille de lecture change pour les investisseurs
Pour qui finance des projets solaires en Europe aujourd’hui, le PPA à prix fixe garantit un revenu mais ne protège plus de la dégradation du capture factor : si la centrale produit massivement sur des heures à prix très bas, l’offtaker récupère la moins-value et exige un prix de PPA en baisse. Les contrats reposent désormais sur des projections fines des heures de mismatch, et les modèles financiers intègrent un coût implicite du non-stockage.
Pour les territoires et les régulateurs, le signal est lui aussi limpide. Construire 2 GW de solaire sans construire les 500 MW de batteries qui vont avec, c’est accepter que 20 à 30 % de cette production aille s’écraser sur des prix négatifs. À l’échelle du système européen, cela représente des milliards d’euros perdus chaque année, et un argument inattendu pour les défenseurs du nucléaire pilotable.
L’Europe va-t-elle réagir vite ? Le débat se déplace désormais des objectifs de capacité installée vers les objectifs de capacité flexible installée. La PPE3 française commence à y répondre. Reste à voir si la filière PV acceptera cette nouvelle règle du jeu, ou si l’érosion silencieuse de la rentabilité finira par freiner d’elle-même les déploiements.
