Record solaire, prix en hausse : le paradoxe du mix européen
Record solaire en Allemagne, prix de gros +144 % en France : pourquoi le mix renouvelable européen ne suffit pas à faire baisser les prix.
Un trimestre de records, mais pas là où l'on les attendait
Sur le papier, tout semblait réuni pour une détente des prix de l'électricité en Europe. Entre juillet et septembre 2026, l'Allemagne a injecté 31,5 TWh d'électricité photovoltaïque dans son réseau, le plus haut niveau jamais enregistré pour un troisième trimestre. Les renouvelables ont couvert 66,5 % de l'électricité injectée dans le réseau public, contre 65 % un an plus tôt, et la production totale a progressé de 11 % pour atteindre 111,1 TWh. Pourtant, le prix moyen day-ahead est passé de 82,76 à 125,51 €/MWh outre-Rhin, soit une hausse de 51,7 %.
Ce paradoxe est la clé de lecture de la transition énergétique européenne en 2026. Produire davantage d'électricité solaire ou éolienne ne suffit pas à faire baisser la facture de gros : tout dépend de l'énergie qui fixe le prix quand le soleil se couche, de la capacité du réseau à acheminer les électrons là où ils sont demandés, et de la faculté du système à les stocker. Les chiffres de ce trimestre, en France, en Allemagne, en Belgique et au Royaume-Uni, permettent de documenter chacun de ces trois verrous.
Le gaz, variable dominante de la facture de gros
Le premier verrou est celui des combustibles. Sur le marché de gros allemand, le prix moyen du gaz a augmenté d'environ 91 % sur un an pour atteindre 64,10 €/MWh, dans le contexte du conflit avec l'Iran. Cette flambée a modifié l'ordre dans lequel les centrales sont appelées : la production d'électricité à partir de gaz a reculé de 8,1 % au troisième trimestre, tandis que celle issue de la houille a bondi de 39,3 %. Autrement dit, les centrales à gaz, devenues plus coûteuses, ont plus souvent été devancées par les centrales à charbon dans l'ordre économique d'appel.
Le mécanisme est classique, mais ses conséquences sont rarement mesurées avec cette netteté. Dans un marché au coût marginal, le prix de chaque heure est dicté par la dernière centrale nécessaire pour équilibrer l'offre et la demande. Quand le solaire est abondant, cette centrale marginale n'est pas sollicitée et les prix s'effondrent. Quand la production solaire disparaît ou que le vent faiblit, c'est le parc thermique qui fixe le tarif, et celui-ci reflète le coût du gaz ou du charbon. Un record solaire améliore donc la moyenne des heures ensoleillées, mais il ne protège pas les heures de pointe de la soirée, ni les journées sans vent.
Les relevés de l'année le confirment par leur dispersion. En Allemagne, 675 quarts d'heure ont affiché des prix négatifs sur le trimestre, contre 544 un an plus tôt. Dans le même temps, 79 quarts d'heure ont dépassé 300 €/MWh, contre 48 au troisième trimestre 2025. Le marché ne s'est donc pas simplement renchéri : il s'est polarisé entre des périodes d'excédent où l'électricité vaut moins que rien et des périodes de tension où elle atteint des niveaux extrêmes. La moyenne trimestrielle, elle, reflète surtout la seconde catégorie.
Des prix qui se rapprochent : la mécanique du couplage
Le deuxième enseignement concerne les écarts régionaux, et il est contre-intuitif. La France affiche la plus forte progression parmi les marchés voisins de l'Allemagne étudiés dans le bilan du trimestre : son prix moyen day-ahead est passé de 49,23 €/MWh entre juillet et septembre 2025 à 120,20 €/MWh un an plus tard, soit +144,2 %. La Belgique atteint 131,39 €/MWh (+82,5 %), et l'Allemagne 125,51 €/MWh (+51,7 %).
Un an plus tôt, la France bénéficiait d'un prix inférieur de 33,53 €/MWh à celui de l'Allemagne (49,23 contre 82,76). Au troisième trimestre 2026, cet écart a fondu à 5,31 €/MWh (120,20 contre 125,51). La Belgique se situe 11,19 €/MWh au-dessus de la France. Le décrochage français de 2025 a donc quasiment disparu, et les trois marchés évoluent désormais dans une fourchette resserrée de 120 à 131 €/MWh, alors même que leurs parcs de production diffèrent.
Les flux physiques éclairent ce rapprochement. Au troisième trimestre, l'Allemagne a exporté 1,3 TWh vers la France, soit 209,2 % de plus qu'un an auparavant, tandis que ses importations d'électricité française ont reculé de 37,4 % à 2,4 TWh. Les flux de la France vers l'Allemagne sont restés supérieurs à ceux du sens inverse, mais l'écart s'est réduit. Quand le prix français monte, il devient plus souvent intéressant d'acheter l'électricité produite outre-Rhin, ce qui tire les prix des deux côtés vers un même niveau. C'est la logique du marché couplé : les interconnexions diffusent les chocs de coûts au-delà des frontières où se trouvent les centrales concernées.
Ces chiffres décrivent des prix de gros, pas des tarifs facturés aux ménages. La facture finale dépend aussi du contrat, de l'approvisionnement du fournisseur, des tarifs de réseau et des taxes. La hausse de 144,2 % ne se transpose donc pas telle quelle sur une facture domestique, mais elle constitue un indicateur à surveiller pour les contrats indexés sur les marchés et pour les prochains renouvellements d'offres.
Éolien et solaire : deux profils, deux fragilités
Le débat sur la supériorité de l'un ou de l'autre est souvent mal posé. Les deux technologies n'ont ni la même courbe de production, ni les mêmes goulets d'étranglement. Le solaire produit massivement en milieu de journée et sature le marché : c'est lui qui nourrit la multiplication des prix négatifs, comme les 675 quarts d'heure observés en Allemagne. L'éolien, en particulier en mer, offre une production plus étalée, mais son déploiement se heurte à d'autres obstacles : la planification des sites, la conception des appels d'offres et la rentabilité des projets.
L'Allemagne en fournit l'illustration. Le pays dispose aujourd'hui de 11,49 GW d'éolien en mer installés, alors que son objectif est de 40 GW en 2035 et de 70 GW en 2045. L'appel d'offres d'août 2025 pour les sites N-10.1 et N-10.2, qui proposait 2,5 GW, n'a reçu aucune offre. Le plan de développement révisé prévoit désormais d'attribuer en 2027 cinq sites représentant 4 GW en mer du Nord (N-10.1, N-10.2, N-10.3, N-13.1 et N-13.2), tout en repoussant sine die les sites N-12.4 et N-12.5 et de deux ans, à 2030, le site N-6.8. L'agence de planification souligne qu'il faut désormais considérer non seulement la puissance installée d'un site, mais aussi l'efficacité de son utilisation, avec un espacement revu pour limiter les effets de sillage entre parcs.
L'association allemande de l'éolien en mer demande de son côté un modèle unique de contrats pour différence, une indexation effective et au plus un lot attribué par candidat et par tour. Ces demandes disent l'essentiel : le frein de l'éolien en mer n'est pas d'abord technique, il tient au partage du risque de prix entre l'État et les développeurs. À l'inverse, le solaire est déjà installé en masse et son problème est celui de sa propre abondance. L'éolien comme le solaire butent ainsi sur un même mur : la capacité du système à absorber, déplacer et valoriser l'énergie produite.
Il faut ici être clair sur les limites du dossier. Les relevés quotidiens de production par zone disponibles pour début octobre (Allemagne-Luxembourg, France, Espagne, Italie du Nord) sont trop parcellaires, avec des jours isolés, une couverture inégale selon les zones et des unités qui ne permettent pas de les agréger sans risque, pour trancher le duel éolien-solaire à l'échelle européenne. Le constat solide porte sur le solaire allemand au trimestre et sur les contraintes de développement de l'éolien en mer, non sur un classement des deux filières.
Royaume-Uni : quand le réseau annule la production
Le troisième verrou est celui du réseau, et c'est outre-Manche qu'il se lit le mieux. Le Royaume-Uni a dépensé 505 millions de livres en septembre pour équilibrer son réseau, soit le plus haut niveau mensuel jamais enregistré. Le 14 octobre, l'opérateur a dépensé 47,9 millions de livres pour mettre à l'arrêt des parcs éoliens situés dans des zones en surproduction, tout en rappelant des centrales à gaz dans des régions en déficit. Ce jour-là, 9 GW d'éolien et d'hydraulique, soit de quoi alimenter environ 8 millions de foyers selon le cabinet LCP Delta, ont été rémunérés pour ne pas produire. Le coût annuel d'équilibrage pourrait atteindre 3,2 milliards de livres sur les douze prochains mois, répercutés sur les factures des ménages.
La cause est géographique. L'Écosse consomme en moyenne 8 % de l'électricité britannique mais en produit environ 19 %, dont 37 % de la production éolienne du pays. Seuls deux câbles relient l'Écosse à l'Angleterre, créant le goulet d'étranglement dit de la frontière B6. Les coûts de gestion de ce goulet ont atteint en moyenne environ 800 000 livres par jour depuis le début de la période 2026-2027, soit le double de la moyenne de 2025-2026. Le responsable du trading électrique chez LCP Delta le résume : le système n'était pas tendu en termes d'approvisionnement, c'est l'infrastructure qui manque pour transporter l'énergie là où elle est nécessaire.
Le paradoxe britannique rejoint celui de l'Allemagne par un autre chemin. Début octobre, l'opérateur national a dû solliciter une aide d'urgence de dernier recours auprès de la France, qui a répondu par des fournitures de dernière minute. Dans le même temps, la demande de nouvelles connexions au réseau est passée de 41 GW à 125 GW entre novembre 2024 et juin 2025, laissant des projets renouvelables bloqués dans la file d'attente. National Grid a présenté un nouveau paquet de 19 projets pour environ 4,5 milliards de livres, dans le cadre d'un plan d'environ 31 milliards de livres sur le réseau d'Angleterre et du pays de Galles entre 2026 et 2031, mais le déploiement des renouvelables va actuellement plus vite que celui des lignes.
La conséquence est une dépendance persistante au gaz, y compris importé. Les opérateurs britanniques anticipent pour l'hiver une marge de capacité gazière de 99 millions de mètres cubes par jour (493 millions de demande de pointe pour 592 millions de capacité d'approvisionnement), une baisse d'environ 5 % de la production en mer du Nord et une hausse de 6 % des importations de gaz naturel liquéfié. Le régulateur Ofgem a validé le maintien à environ 27,8 GW, au lieu de 16,5 GW, de la capacité d'importation de la liaison entre la Belgique et la Grande-Bretagne. La marge électrique prévue est de 5,9 GW, soit 9,5 % de la demande de pointe, avec une contribution des batteries, du gaz et de l'éolien. Le message est limpide : sans réseau suffisant, l'éolien écossais ne remplace ni le gaz du sud ni les importations continentales.
Le stockage, pivot encore en construction
Reste le quatrième levier, celui qui peut transformer l'excédent de midi en énergie de la soirée. BloombergNEF a relevé en octobre ses prévisions mondiales pour 2026 à 188 GW de puissance et 535 GWh de capacité de stockage supplémentaires, contre 158 GW et 459 GWh dans son estimation précédente, soit une progression annuelle d'environ 45 % en puissance. Pour 2027, le cabinet prévoit 209 GW et 638 GWh. La Chine, les États-Unis et l'Australie concentreraient encore 62 % des ajouts de 2026, mais plusieurs pays européens, dont la France, la Pologne, la Roumanie, la Bulgarie, la Grèce et les Pays-Bas, accèdent à des déploiements de l'ordre du gigawatt.
L'association avec le solaire est déjà visible : fin 2025, près de 69 GW de batteries étaient couplés à environ 299 GW d'installations photovoltaïques dans le monde. Le rôle est précis : conserver quelques heures l'électricité abondante de la journée et la restituer à la pointe, et fournir des services d'équilibrage au réseau. C'est exactement ce qui manque au marché allemand, où l'on compte 675 quarts d'heure à prix négatif d'un côté et 79 au-dessus de 300 €/MWh de l'autre. Plus de flexibilité réduirait mécaniquement l'écart entre ces deux extrêmes.
Ces chiffres sont toutefois des prévisions pour l'ensemble de 2026, non un bilan d'installations en service, et leur effet sur les prix payés par les ménages dépendra de nombreux autres facteurs. Les batteries n'effacent pas le coût du gaz ; elles réduisent le nombre d'heures où il fixe le prix.
Ce que ces données ne disent pas
La prudence impose de lister ce que le dossier ne permet pas d'affirmer. Le point de départ très bas du prix français en 2025, à 49,23 €/MWh, amplifie mécaniquement la hausse de 144,2 % ; le dossier n'explique pas les facteurs propres au système français qui avaient produit ce niveau ni ceux qui l'ont fait basculer. De même, la part exacte du gaz, du charbon, de la demande et des échanges dans la hausse de chaque marché n'est pas quantifiée : le lien entre combustibles et prix de gros repose sur l'ordre d'appel des centrales et sur la concordance des évolutions, non sur une décomposition chiffrée.
Le cas britannique, enfin, relève d'une congestion interne spécifique, avec deux câbles seulement entre l'Écosse et l'Angleterre. Il illustre un risque, non une loi applicable telle quelle à l'Allemagne ou à la France. Et aucune des données de production quotidienne disponibles ne permet de dire, à ce stade, si l'éolien ou le solaire pèse davantage dans la formation des écarts de prix régionaux.
Une transition qui se joue sur le réseau et la flexibilité
Que retenir de ce trimestre ? D'abord, que la transition du mix européen a franchi un seuil de volume : deux tiers de l'électricité injectée dans le réseau public allemand sont renouvelables, et le solaire bat des records. Ensuite, que ce volume ne suffit pas à protéger les marchés d'un choc sur les combustibles : avec un gaz à 64,10 €/MWh et un charbon rappelé en renfort, les prix de gros ont progressé de 51,7 % en Allemagne, de 82,5 % en Belgique et de 144,2 % en France. Enfin, que les écarts régionaux se sont comprimés sous l'effet du couplage, l'écart France-Allemagne passant de 33,53 à 5,31 €/MWh.
La valeur de l'éolien et du solaire se joue donc moins dans la puissance installée que dans trois capacités : transporter l'énergie, comme le montrent les 9 GW payés pour s'arrêter au Royaume-Uni ; la stocker, comme l'anticipent les 188 GW de batteries prévus en 2026 ; et sécuriser le financement des projets, comme le rappelle l'appel d'offres allemand de 2,5 GW sans candidat. Tant que ces trois maillons resteront en retard sur le déploiement des capacités, l'Europe continuera d'avoir à la fois des excédents à prix négatif et des pointes à prix extrême. Les prochains indicateurs à suivre sont le prix du gaz à l'approche de l'hiver, le rythme de mise en service des batteries et l'issue de la réforme des enchères en mer en 2027.
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