Prix négatifs : la France force désormais le solaire de plus de 1 MW à s'arrêter

Le photovoltaïque français n'a jamais autant produit — plus de 30 GW raccordés fin 2025, dont près de 6 GW ajoutés sur la seule année — mais son électricité vaut de moins en moins cher aux heures les plus ensoleillées. Pour endiguer ce paradoxe, l'arrêté du 20 juillet 2026, publié au Journal officiel le 24 juillet, abaisse de 10 MW à 1 MW le seuil de puissance à partir duquel une centrale solaire ou un parc éolien terrestre bénéficiant d'un contrat de soutien public peut se voir ordonner l'arrêt total de sa production lors d'un épisode de prix négatifs sur le marché de gros.

Un seuil divisé par dix en sept mois

La trajectoire réglementaire est rapide. Le dispositif, créé par la loi de finances pour 2025, visait au départ les installations de plus de 12 MWc (décembre 2025), avant de descendre à 10 MWc en mars 2026, puis à 1 MW cet été. L'extension s'applique en deux étapes : au 1er décembre 2026 pour les installations de plus de 5 MW, puis au 1er mars 2027 pour celles comprises entre 1 et 5 MW. Environ 2,6 GWc de capacité photovoltaïque supplémentaire entrent ainsi dans le champ du mécanisme — notamment des ombrières de parking, des toitures de hangars agricoles et de petites centrales au sol jusqu'ici épargnées.

Ce qui pousse l'État à resserrer la vis

Les prix négatifs ne sont plus une anomalie ponctuelle. Le marché day-ahead français a enregistré environ 407 heures de prix négatifs au premier semestre 2026 — près d'une heure sur dix — contre 513 heures sur l'ensemble de 2025, avec un record de -498,65 €/MWh le 1er mai 2026, tout près du plancher réglementaire de -500 €/MWh. Ces épisodes durent en moyenne cinq heures et se concentrent entre 11 h et 16 h, en plein pic solaire. Selon RTE, l'écrêtement de la production photovoltaïque avait déjà triplé sur un semestre, passant de 0,4 à 1,2 TWh. En parallèle, les charges de service public de l'énergie, portées par le budget de l'État, atteignent 9,06 milliards d'euros en 2026 et grimperaient à 10,67 milliards en 2027. La Commission de régulation de l'énergie (CRE) chiffre à une centaine de millions d'euros par an les économies attendues de l'extension du dispositif aux installations de plus de 1 MW.

Une compensation jugée incomplète par les producteurs

En contrepartie de l'arrêt, les producteurs qui respectent la consigne perçoivent une indemnisation calculée à partir de la puissance installée, du tarif contractuel, de la durée de coupure et d'un coefficient représentatif du facteur de charge — fixé à 0,47 pour le photovoltaïque et 0,25 pour l'éolien terrestre. Elle est versée mensuellement, puis ajustée chaque année sur la production réelle. Dans un exemple souvent cité, une centrale de 2 MWc rémunérée 75 €/MWh et arrêtée cinq heures toucherait environ 352 euros, contre 750 euros pour l'énergie qu'elle aurait effectivement injectée : un manque à gagner d'environ 400 euros par épisode. L'électricité éventuellement produite pendant la coupure n'est, elle, pas rémunérée au titre du contrat, et aucune compensation n'est due si l'installation ne s'arrête pas.

Concrètement, les exploitants concernés doivent être capables de recevoir un signal d'EDF OA et de ramener leur puissance quasi à zéro — moins de 2 % de la puissance installée en moyenne sur la période — de façon automatisée. Le calendrier de décembre a précisément été retenu pour laisser aux producteurs le temps de déployer les interfaces techniques nécessaires. Pour les plus petites structures, exploitations agricoles ou PME équipées en autoproduction avec revente de surplus, cette mise en conformité représente un coût fixe non négligeable au regard des volumes en jeu.

La prochaine étape déjà en discussion

La CRE a elle-même recommandé de dresser un bilan de l'efficacité de la mesure d'ici fin 2026 et de revoir les modalités de compensation, avec des coefficients dynamiques à partir de 2028. Selon les informations de GreenUnivers, le gouvernement étudie de mettre le solaire encore davantage à contribution, ce qui pourrait passer par un abaissement supplémentaire du seuil ou un durcissement des règles d'indexation tarifaire pendant les heures négatives. Au-delà de l'arbitrage budgétaire, ces ajustements successifs posent une question de fond pour la filière : à mesure que la capacité solaire installée dépasse la demande de milieu de journée, la valeur de chaque mégawattheure supplémentaire dépend de plus en plus des moyens de flexibilité — stockage par batteries, déplacement de consommation, électrolyse, interconnexions — encore insuffisamment déployés pour absorber le surplus de midi.