Solar Peak Act, réponse allemande aux prix négatifs de l’électricité

Au cœur d’une Europe où le solaire s’est imposé, l’électricité perd parfois toute valeur : plus d’un millier d’heures de prix négatifs sont désormais enregistrées chaque année. Dans ces périodes, le marché de gros contraint les producteurs à payer pour injecter l’énergie excédentaire, avec à la clé un paradoxe majeur pour la transition énergétique. À la fois risque de désorganisation du réseau et puissant levier pour le développement du stockage, ce signal de prix modifie en profondeur les stratégies des acteurs électriques.

À retenir

• 457 heures de prix négatifs en Allemagne en 2024, soit un volume doublé par rapport à 2023.
• Prix plancher observé : –135 €/MWh en 2024, puis –250,32 €/MWh en mai 2025.
• Les énergies renouvelables couvrent 59 % de la production nette allemande en 2024.
• La loi Solar Peak Act (Solarspitzengesetz) suspend la rémunération EEG des installations photovoltaïques de moins de 100 kWp en heures négatives.
• Le marché allemand du stockage pourrait atteindre 12 milliards € en 2030 selon les projections sectorielles.

La montée des prix négatifs met en lumière un déséquilibre persistant entre production et demande, alors que la part des énergies renouvelables, en particulier le solaire, progresse à un rythme inédit. Cette situation a conduit le Parlement allemand à adopter le Solarspitzengesetz, ou Solar Peak Act, un ensemble de mesures destiné à rendre le réseau plus flexible et à pousser les producteurs à consommer sur place ou à stocker l’énergie excédentaire. L’enjeu est double : préserver la stabilité du système électrique tout en maintenant le cap vers un mix énergétique bas-carbone.

Les heures négatives : un signal d’alarme pour le réseau

Les données récentes confirment que les heures de prix négatifs se multiplient à l’échelle continentale. Au premier semestre 2025, l’Allemagne en a déjà recensé 389, contre 363 pour la France et 247 pour l’Espagne. Ces volumes traduisent un excès de production, principalement solaire et éolienne, qui dépasse régulièrement la consommation nationale.

Chiffres d’une surproduction record

La capacité solaire totale approchait les 100 GW fin 2024, tandis que l’éolien atteignait 47,7 GW sur le territoire allemand. À l’origine du problème, une surproduction ponctuelle a été mesurée à 125 % de la consommation nationale le 1er janvier 2025, forçant les gestionnaires de réseau à mobiliser en urgence les leviers de flexibilité. La contrainte principale réside dans le manque de réactivité des anciennes centrales fossiles et dans l’insuffisance des capacités de stockage et d’interconnexion transfrontalière.

Répercussions immédiates sur les producteurs

Les prix négatifs obligent les producteurs à payer pour injecter leur électricité, ce qui rogne les marges et peut fragiliser la rentabilité de nombreux projets d’énergies renouvelables. Le phénomène se concentre sur le marché de gros day‑ahead, là où s’échangent les volumes pour le lendemain, et touche de plein fouet les petites et moyennes installations photovoltaïques faiblement équipées pour piloter leur production.

Impact sur la stabilité et la sécurité du réseau

Ces variations extrêmes de prix et de volumes rendent plus délicat l’équilibrage permanent entre offre et demande, surtout lorsqu’elles coïncident avec des comportements de consommation imprévisibles. Les autorités de régulation, comme la Bundesnetzagentur, sont contraintes de réexaminer leurs mécanismes de contrôle, de rémunération de la flexibilité et de gestion de la congestion pour éviter des situations critiques sur le réseau.

Le Solar Peak Act : vers une gestion dynamique du solaire

Le Solarspitzengesetz introduit une série de règles destinées à mieux aligner la production photovoltaïque sur la capacité réelle du réseau. Au programme : suspension de la rémunération dans certaines plages horaires, nouvelles obligations techniques pour les installations de puissance moyenne et renforcement des incitations à la flexibilité locale via le stockage ou l’autoconsommation.

Suppression de la rémunération en heures négatives

Depuis 2025, les nouvelles installations photovoltaïques de 2 kW à 100 kWp ne bénéficient plus de la subvention EEG pendant les heures où le prix de gros descend en dessous de –250 €/MWh. Cette évolution vise directement les producteurs les plus exposés aux signaux du marché, en les incitant à décaler leurs injections, à développer l’autoconsommation ou à coupler leurs panneaux solaires à des batteries.

Contrôle technique et interconnexion du réseau

Les systèmes de plus de 7 kW doivent désormais intégrer des compteurs intelligents et un boîtier de commande pour permettre un pilotage à distance et une meilleure coordination avec le gestionnaire de réseau. La limitation actuelle de 60 % d’exportation pour les nouvelles installations de moins de 100 kWp sera progressivement assouplie, l’objectif étant d’atteindre une seule heure d’inactivation forcée d’ici 2027, sans surcharge des infrastructures.

Réactions et enjeux de l’expansion

Pour les propriétaires de centrales photovoltaïques non équipées de technologies de pilotage, ces obligations se traduisent par des investissements supplémentaires et des coûts d’exploitation plus élevés. Ce durcissement alimente un débat entre défenseurs d’un soutien massif aux EnR et partisans d’un système plus exposé aux signaux de prix. Dans le même temps, l’Allemagne doit ajouter en moyenne 1,61 GW de capacité solaire par mois pour atteindre son objectif de 215 GW installés en 2030, ce qui maintient une pression forte sur la filière et sur les autorités.

Le stockage d’énergie : pivot de la flexibilité du réseau

En modifiant les règles de rémunération, le Solarspitzengesetz fait du stockage d’énergie un outil central de la stratégie allemande. Les producteurs se voient désormais confrontés à un modèle de type « use it or lose it » : sans solution pour valoriser leurs surplus, les heures de prix négatifs se traduisent par un manque à gagner immédiat.

Incitations économiques à l’usage du stockage

Porté par la multiplication des prix négatifs, le marché allemand du stockage d’énergie affiche un taux de croissance annuel composé proche de 23 %. S’il se confirme, il pourrait atteindre 12 milliards € de valeur d’ici 2030, selon plusieurs études de marché. En 2025, plus de 800 MWh de capacité de batteries à grande échelle ont déjà été ajoutés au réseau, soutenus par environ 14 milliards € d’investissements cumulés en 2024 dans les technologies de stockage.

Investissements et infrastructure en plein essor

Au‑delà des batteries stationnaires, l’hydrogène se fait progressivement une place dans le paysage énergétique allemand, avec des projets de production et de transport soutenus par des financements publics et privés de plusieurs milliards d’euros. Ces infrastructures sont conçues pour absorber les excédents de production renouvelable et les réinjecter ultérieurement, afin de bâtir un système électrique plus résilient et capable d’encaisser de forts pics de génération.

Limites et défis du modèle « use it or lose it »

Des voix critiques alertent toutefois sur les effets collatéraux du dispositif. La suppression de la rémunération en heures négatives pourrait décourager certains petits projets solaires, notamment dans les régions moins ensoleillées ou pour les ménages au budget contraint. Par ailleurs, la capacité de stockage demeure encore insuffisante face aux pics de production, tandis que les coûts d’installation restent élevés pour de nombreux particuliers. Les autorités devront donc ajuster les dispositifs d’aide, renforcer la régulation et soutenir les technologies de stockage à grande échelle pour éviter un ralentissement de la dynamique solaire allemande.