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Le soleil et le vent ne paient pas les factures

Les derniers résultats des appels d’offres de l’Agence fédérale des réseaux (BNetzA) de février 2026 pour les éoliennes terrestres dressent un tableau clair : l’extension de l’énergie éolienne devient de plus en plus peu attrayante pour de nombreux investisseurs.

Lors de l’appel d’offres, la valeur moyenne d’attribution est tombée à seulement 5,54 centimes par kilowattheure – une baisse d’environ 25 % par rapport aux valeurs d’il y a deux ans et le niveau le plus bas depuis 2018. Le vent lui-même produit de l’électricité, mais il ne paie pas les factures – et à ces prix, de nombreux projets ne sont tout simplement plus rentables.

Fortement sursouscrit – et pourtant toujours moins cher

L’appel d’offres pour l’éolien terrestre était, comme lors des cycles précédents, fortement sursouscrit. Pour un volume mis en appel d’offres de 3 445 mégawatts (MW), 924 offres ont été déposées pour un volume total d’environ 7 858 MW. Au final, 439 offres ont été retenues – soit exactement le volume mis en appel d’offres. Les valeurs d’attribution se situaient entre 5,19 et 5,64 centimes/kWh, avec une moyenne pondérée par volume de 5,54 centimes/kWh. À titre de comparaison : il y a deux ans, les valeurs étaient encore d’environ 7,35 centimes/kWh, et lors du tour précédent d’environ 6,06 centimes/kWh. À chaque fois, les prix baissent, car seules les offres les moins chères sont retenues.

Particulièrement frappant : dans les Länder du sud comme la Bavière et le Bade-Wurtemberg, seulement environ deux pour cent du volume attribué y ont été alloués. Les conditions de vent y sont plus faibles. La valeur maximale pour ces sites est plus élevée (autrefois jusqu’à 11,39 centimes/kWh), mais avec seulement 5,54 centimes en moyenne, les installations n’y sont presque plus rentables. Les éoliennes ont besoin de vent – et dans les régions à faible vent, il produit tout simplement trop peu pour couvrir les coûts élevés d’investissement et d’exploitation.

Un exemple de calcul réel : du rendement à la perte

Un exemple concret d’un parc éolien citoyen (basé sur un ancien prospectus de vente) présenté par Stefan Spiegelsperger dans la vidéo illustre le problème. Sur la base d’hypothèses antérieures d’environ 20 millions d’euros de chiffre d’affaires sur 20 ans et après déduction des coûts d’exploitation, des intérêts et des remboursements, le rendement pour les investisseurs aurait été d’environ 4,16 %, pour un capital investi d’environ 2,1 millions d’euros. De nombreux investisseurs refuseraient une telle offre : l’argent est immobilisé pendant 20 ans et le rendement est faible.

De nouvelles charges s’y ajoutent désormais. Depuis avril 2025, les heures à prix négatif ne sont plus rémunérées. L’année précédente, cela aurait déjà entraîné une baisse d’environ 7 % des versements. Les experts s’attendent pour 2026 à une hausse à 700–900 heures négatives – une tendance fortement à la hausse, car de plus en plus d’installations d’énergies renouvelables sont raccordées au réseau et l’offre, face à une demande faible, fait chuter les prix. Les heures perdues sont certes récupérées à la fin de la période de soutien de 20 ans, mais cela n’aide que dans une mesure limitée.

Dans l’exemple du parc éolien citoyen, le revenu total diminue donc nettement. Les coûts, eux, restent identiques. Résultat : au lieu d’un petit rendement, l’investisseur doit réinjecter de l’argent pendant 20 ans. Même dans les régions venteuses, cela devient serré ; dans les régions moins favorables, c’est presque impossible.

Le solaire en comparaison : un système similaire, mais des prix plus élevés – pour l’instant

À titre de contraste : dans l’appel d’offres parallèle pour les installations solaires sur toitures et sur murs antibruit, le volume d’offres était même inférieur au volume prévu. Les valeurs d’attribution se situaient entre 7,88 et 10,00 centimes/kWh, avec une moyenne de 9,56 centimes/kWh (légèrement inférieure à la valeur précédente). Le solaire reste donc comparativement attractif – la concurrence est plus faible que pour l’éolien.

En principe, le système de soutien pour le solaire fonctionne de la même manière que pour l’éolien : il n’existe plus de tarif d’achat garanti fixe, mais une valeur de référence (valeur d’attribution) servant de base à la prime de marché glissante. L’exploitant vend l’électricité sur la bourse et reçoit le prix spot réel plus une prime (jusqu’à la valeur de référence maximale si le prix de la bourse est inférieur). Si les prix de la bourse sont plus élevés, il conserve le revenu supplémentaire. En cas de prix nuls ou négatifs, la prime disparaît complètement – l’exploitant supporte lui-même le prix négatif ou réduit sa production.

Les coûts de production (LCOE) pour de nouvelles installations solaires se situent souvent entre 4 et 7 centimes/kWh pour les grandes centrales au sol, les installations sur toiture étant un peu plus chères. La différence par rapport à la valeur de référence de 9,56 centimes ne représente pas simplement un « profit », mais couvre surtout les risques (prix négatifs, réduction de production, incertitude des rendements), les coûts de financement et un rendement approprié pour les investisseurs.

L’effet de cannibalisation : le soleil brille « partout ou nulle part »

C’est précisément là que réside la faiblesse croissante du modèle économique du solaire. L’électricité solaire est produite principalement à midi et lors des journées ensoleillées – de manière fortement corrélée et simultanée. Plus il y a d’installations injectant en même temps, plus elles font baisser les prix de la bourse pendant ces heures (effet de cannibalisation). En 2025, il y avait déjà environ 575 heures négatives ; pour 2026, on en attend 700–900, surtout pendant les mois d’été.

L’ancien modèle « construire beaucoup de solaire et tout injecter dans le réseau » est cannibalisé par son propre succès. La valeur de marché de l’électricité solaire diminue et le tampon offert par la prime de marché se réduit. L’injection totale devient plus risquée. Les modèles plus robustes sont ceux avec une forte autoconsommation, du stockage (batteries), du couplage sectoriel (par exemple la recharge de voitures électriques ou le power-to-heat) ou des contrats d’approvisionnement à long terme (PPA). Sans un développement suffisant du stockage, des réseaux et de la flexibilité, l’incitation économique à de nouvelles installations diminuera malgré de faibles coûts de production.

Pour 2026, le besoin de financement prévu du système EEG s’élève à environ 16,2 milliards d’euros. Ces coûts sont supportés par la collectivité – autrement dit par les contribuables. Une grande partie concerne les installations solaires.

De bonnes nouvelles pour les forêts, la nature et les contribuables ?

Le YouTuber et analyste énergétique Stefan Spiegelsperger considère la baisse des valeurs d’attribution comme une « bonne nouvelle ». De nombreux projets éoliens, notamment dans les forêts ou les régions sensibles, pourraient désormais devenir économiquement peu intéressants. La « pluie d’or » pour les investisseurs dans l’éolien serait terminée.

Le solaire subit également une pression croissante en raison de l’augmentation des heures négatives. Les coûts de soutien (primes de marché) sont financés par le budget fédéral (recettes fiscales) – non plus directement via la contribution EEG sur la facture d’électricité, mais toujours aux frais de la collectivité.

Les critiques de la transition énergétique soulignent depuis des années qu’il ne s’agit pas seulement d’objectifs climatiques, mais aussi de réalités économiques. Si des projets génèrent durablement des pertes ou nécessitent des subventions massives et des financements supplémentaires, ce sont au final les contribuables qui en pâtissent, les consommateurs via des frais de réseau plus élevés, et les régions concernées via des atteintes à la nature. Toute personne planifiant des installations éoliennes ou solaires devrait examiner attentivement les nouveaux chiffres – non seulement le prospectus optimiste du planificateur, mais aussi des scénarios avec de nombreuses heures négatives et une baisse de la valeur de marché.

L’évolution actuelle montre que le marché de l’éolien terrestre devient plus sélectif. Seuls les meilleurs sites avec des vents forts et des coûts faibles ont encore une chance. Pour le solaire, le modèle économique doit devenir plus « intelligent » – davantage de flexibilité plutôt qu’une injection totale. Le vent (et le soleil) produit de l’électricité – mais il ne paie pas les factures. Et dans les conditions actuelles, cela ne suffit tout simplement plus pour de nombreux projets.

À titre de comparaison, les coûts de production du lignite, de la houille, du gaz naturel et du nucléaire sans tarification du CO₂ :

Lignite : Dans des études antérieures, les coûts sans tarification du CO₂ se situaient souvent dans la fourchette basse de 4,6–8 ct/kWh avec un nombre élevé d’heures de fonctionnement.

Houille : Comme pour le lignite, les coûts sans tarification du CO₂ dans d’anciens calculs se situaient souvent entre 6 et 10 ct/kWh.

Gaz naturel (centrales à cycle combiné, efficaces) : Les coûts pour les centrales à cycle combiné gaz-vapeur sans prix du CO₂ se situent à environ 8–13 ct/kWh, surtout avec des heures de fonctionnement moyennes. Les turbines à gaz pour les pointes de charge sont plus élevées : 12–25 ct/kWh.

Nucléaire : Le nucléaire a des coûts d’investissement et de construction très élevés, mais des coûts de combustible extrêmement faibles. Pour les centrales existantes déjà amorties, les coûts d’exploitation purs se situent souvent entre 2 et 5 ct/kWh.

Si la tarification du CO₂ et les subventions pour l’éolien et le solaire disparaissaient, ces derniers n’auraient aucun avantage réel. Le problème réside dans leur disponibilité instable. Des investissements supplémentaires dans le stockage sont nécessaires, ce qui augmente les coûts de telles installations.

Les prix élevés de l’énergie sont le résultat de décisions politiques et non des coûts d’exploitation réels.

Coûts totaux du système de la transition énergétique

Des études évoquent environ 90 milliards d’euros par an jusqu’en 2035, indépendamment des modèles de soutien. À long terme (jusqu’en 2049), les coûts cumulés de la transition énergétique (y compris les importations, les réseaux et la production) pourraient atteindre 4,8 à 5,4 billions d’euros.

Author: AI-Translation - АИИ |

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