La hausse des heures à prix négatif en Europe au premier semestre 2026 redessine le marché des PPA solaires avec stockage

fr.wedoany.com Rapport : Le marché européen de l'électricité est confronté à une situation paradoxale de surabondance de la production photovoltaïque et de pénurie ponctuelle. Selon les données de S&P Global, au premier semestre 2026, dans les cinq principaux marchés de l'UE, y compris le Royaume-Uni, le nombre d'heures à prix négatif est supérieur d'environ 2 % au niveau record enregistré sur la même période en 2025. Sur l'ensemble de l'année 2025, le nombre total d'heures à prix négatif était plus de 13 fois supérieur à celui de 2022. La combinaison d'une production photovoltaïque élevée, d'une demande modérée, de la production éolienne et d'une flexibilité limitée du réseau accentue les périodes de surabondance.

Pendant les heures de pointe de la production photovoltaïque, le nombre d'heures à prix bas ou négatifs ne cesse d'augmenter. Dans le même temps, les soirées d'été connaissent également des hausses de prix plus marquées, lorsque les centrales flexibles au gaz doivent rapidement augmenter leur production pour compenser la baisse de l'énergie solaire au coucher du soleil. Les disparités entre les marchés restent notables : la France enregistre le plus grand nombre d'heures à prix négatif, sa production nucléaire élevée exerçant une pression sur les prix de l'électricité dans la région ; en Allemagne, les prix plus élevés du gaz soutiennent les prix de l'électricité en été ; l'Italie, quant à elle, ne connaît aucune heure à prix négatif en raison de sa plus grande dépendance à la production au gaz. Néanmoins, cette tendance se propage à la plupart des marchés européens.

La volatilité accrue des prix de l'électricité redessine les perspectives de revenus du stockage par batteries. Selon les données de Platts, filiale de S&P Global Energy, au deuxième trimestre 2026, l'écart de prix de gros quotidien maximal accessible aux batteries en Allemagne a dépassé 650 euros/MWh, avec une moyenne d'environ 200 euros/MWh, des niveaux supérieurs à ceux de l'Espagne et du Royaume-Uni. Dans les régions à dominante solaire comme l'Espagne, les évolutions récentes renforcent les opportunités d'investissement dans le stockage à grande échelle.

Cette situation redéfinit également les revenus des projets solaires exposés au risque de marché. Actuellement, environ 10 à 15 % de la capacité solaire européenne est exposée au risque de marché (merchant risk), tandis que plus de 61 GW sont contractualisés via des accords d'achat d'électricité (PPA). En Allemagne, seulement environ 9 % de la capacité installée totale est directement exposée au marché. Selon S&P Global, le problème ne réside pas dans la compétitivité économique de la technologie solaire, mais dans la perte de valeur non ajustée de la production photovoltaïque pendant les heures de pointe — l'électricité produite par les centrales solaires peinant de plus en plus à coïncider avec les moments où le système a besoin d'énergie ou où l'énergie a une valeur marchande plus élevée.

Cette dynamique se transmet également au marché des PPA. Dans les contrats traditionnels « pay-as-produced » (paiement selon la production réelle), l'acheteur achète l'électricité en fonction de la production effective de la centrale ; ces contrats ont été conçus en supposant que l'électricité renouvelable avait généralement une valeur élevée au moment de sa production et que le risque lié à la courbe de profil horaire était plus facile à assumer. Sur les marchés à forte pénétration solaire, ce modèle implique désormais un risque de courbe de profil plus élevé : l'acheteur reçoit l'électricité lorsque la centrale produit, que cette électricité corresponde ou non à ses besoins de consommation ou aux périodes de prix favorables.

En 2025, le solaire photovoltaïque autonome représentait plus de 55 % des transactions PPA annoncées en Europe ; au premier semestre 2026, sa part est tombée à environ un tiers, avec moins de 3 GW contractualisés. Bruno Brunetti, responsable des flux de revenus des énergies renouvelables chez S&P Global Energy Horizons, indique que les acheteurs ont toujours besoin d'énergies renouvelables, mais recherchent de plus en plus des structures contractuelles capables de gérer explicitement le délai de livraison, la capture des prix et l'exposition aux périodes de prix négatifs. « La baisse des volumes contractualisés pour les projets solaires autonomes montre que les prix négatifs deviennent un problème structurel dans la conception des PPA, et non plus simplement une question de risque de marché. »

Dans ce contexte, la combinaison de différentes technologies gagne en importance. Cette évolution favorise la transition vers l'agrégation d'actifs et des produits énergétiques plus structurés. Selon S&P Global, le secteur converge vers un modèle d'appariement horaire (hourly matching) entre production et demande, et les certificats horaires ainsi que d'autres systèmes de certification granulaires pourraient constituer la prochaine étape de l'approvisionnement en électricité propre des entreprises. La révision en cours de la norme mondiale Scope 2 du GHG Protocol explore également des méthodes visant à rapprocher les déclarations fondées sur le marché du moment réel de l'utilisation de l'électricité ; cette norme couvre les émissions indirectes de gaz à effet de serre résultant de l'électricité, de la vapeur, du chauffage et du refroidissement achetés et consommés par les entreprises. Selon Brunetti, l'intégration de la valeur temporelle de la production d'énergie renouvelable via des mécanismes d'appariement horaire peut renforcer les signaux d'investissement non seulement pour l'éolien et le solaire, mais aussi pour les batteries, l'hydroélectricité flexible et d'autres ressources nécessaires pour répondre à la demande pendant les périodes de pénurie. La transformation du marché des PPA reflète des changements plus profonds dans le système électrique européen : la valeur des énergies renouvelables dépend de moins en moins de la seule quantité d'électricité produite, et de plus en plus de leur disponibilité au moment où le système en a besoin.