Solaire au sol : 47,9 €/MWh au dernier appel d’offres allemand, contre le double en France

La Bundesnetzagentur a publié le 18 août les résultats de son appel d’offres du 1^er juillet pour le photovoltaïque au sol : 2135 MW attribués à un prix moyen pondéré de 47,9 €/MWh. La dernière session française comparable, la huitième période de l’appel d’offres PPE2, avait retenu 971 MWc à 79,48 €/MWh. Xavier Daval, fondateur et président du cabinet de conseil KiloWattsol, a mis les deux résultats en regard et corrigé l’écart de l’avantage d’ensoleillement français : le différentiel reste proche de 100%. Nos archives ajoutent une donnée : le prix allemand n’a pratiquement pas bougé depuis huit ans.

L’appel d’offres allemand pour les installations au sol s’est clos le 1^er juillet, et l’Agence fédérale des réseaux en a publié les résultats le 18 août. L’enveloppe a été entièrement servie : 261 offres ont été retenues, pour 2135 MW attribués sur les 2135 MW mis aux enchères. Les prix retenus s’échelonnent de 4,38 à 4,97 c€/kWh, pour une moyenne pondérée de 4,79 c€/kWh, soit 47,9 €/MWh.

Du côté français, la dernière session dont les résultats sont publiés reste la huitième période de l’appel d’offres PPE2 pour le photovoltaïque au sol, close le 13 juin 2025. La Direction générale de l’énergie et du climat y avait désigné 165 lauréats pour 971,02 MWc quand 925 MWc étaient appelés, sur 222 dossiers conformes représentant 1616 MW. Le prix moyen pondéré s’y établit à 79,48 €/MWh, en hausse de 0,5% sur la session précédente. La neuvième période, également dotée de 925 MWc, a été close le 31 juillet 2026 et ses résultats sont attendus à l’automne.

L’écart résiste à la correction de l’ensoleillement

C’est la mise en regard de ces deux chiffres qu’a publiée Xavier Daval, président de KiloWattsol, cabinet de conseil spécialisé dans l’expertise technique et financière des actifs photovoltaïques. Son analyse ne s’arrête pas au rapport brut. La France reçoit en moyenne environ 20% de rayonnement solaire de plus que l’Allemagne, ce qui améliore d’autant le productible d’une installation de puissance identique. Ramené à des conditions d’irradiation françaises, le résultat allemand correspondrait à un coût de production proche de 40 €/MWh. L’avantage naturel ne comble donc pas l’écart, il le laisse presque entier : une fois cette correction faite, le différentiel avoisine 100%.

« Nous utilisons les mêmes modules, les mêmes onduleurs, les mêmes trackers, les mêmes chaînes d’approvisionnement. La différence se situe largement autour de la centrale », écrit Xavier Daval. Et de conclure : « La nature nous donne un avantage compétitif. Nos règles semblent réussir à l’effacer, et même au-delà ».

Pour expliquer  cet écart, le dirigeant propose une décomposition en huit postes, qu’il présente explicitement comme des ordres de grandeur et non comme une comptabilité. Les trois plus lourds sont les charges d’exploitation, le foncier et l’assurance, évalués entre 5 et 8 €/MWh ; les conditions d’accès au foncier et l’architecture même de l’appel d’offres, entre 4 et 7 ; enfin, la durée de développement et le risque administratif, dans la même fourchette. Suivent l’intensité concurrentielle et la profondeur du marché, de 3 à 7, le coût du capital, de 3 à 6, le mécanisme d’enchère et la captation de valeur, de 2 à 5, le raccordement et le schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables, de 2 à 4, et la fiscalité spécifique dont l’IFER, de 2 à 3.

La somme de ces fourchettes encadre le résultat qu’elle cherche à expliquer : entre 25 et 47 €/MWh, pour un écart normalisé d’environ 40. Deux de ces postes ont déjà croisé nos colonnes. Le raccordement renvoie à la saturation du réseau, dont Enedis et RTE ont publié la carte des zones concernées le mois dernier. La fiscalité, elle, a fait l’objet d’un chiffrage en mars : le parc photovoltaïque construit après le moratoire de 2010 a rapporté 3,4 milliards d’euros à la puissance publique, dont une part par l’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux.

Le prix allemand n’a pratiquement pas bougé depuis 2018

La photographie instantanée ne dit pas tout, et nos archives ajoutent ici une profondeur de champ que la comparaison de deux sessions ne donne pas. En octobre 2018, l’appel d’offres allemand pour les installations de plus de 750 kWc aboutissait à un prix moyen de 46,90 €/MWh, pour 37 projets et 192 MWc attribués. En février 2020, la moyenne pondérée de la session s’établissait à 50,10 €/MWh, l’offre la plus basse touchant 35,50 €/MWh, un record à l’époque. Elle est aujourd’hui de 47,9 €/MWh, la meilleure offre étant à 43,8. En huit ans, la moyenne allemande est donc restée dans une bande de trois euros, et cette stabilité est nominale : rapportée à l’inflation de la période, elle représente une baisse en euros constants.

Ce qui a changé pendant ces huit ans, c’est le volume. La session d’octobre 2018 portait sur une cible de 182 MWc, celle de février 2020 sur 100 MW. Celle du 1^er juillet 2026 en met 2135 aux enchères, soit plus de dix fois la première, et elle a été entièrement servie. L’Allemagne a donc multiplié ses volumes sans que son prix se dégrade, alors que l’épuisement progressif des meilleurs sites laisserait attendre l’inverse.

Le recul disponible du côté français est plus court, mais il va dans le même sens : 79,09 €/MWh à la septième période, 79,48 à la huitième. Les deux pays tiennent donc leur prix, chacun au sien, et l’écart ne se referme pas de lui-même. Les résultats de la neuvième période, attendus à l’automne, diront si la stabilité française se prolonge une année de plus.