Prix négatifs de l’électricité : le seuil d’arrêt des centrales photovoltaïques passe de 10 MW à 1 MW dès 2027

Un nouveau cadre réglementaire pour limiter la production en période de prix négatifs

Face à la multiplication des épisodes de prix négatifs sur le marché de l’électricité, le gouvernement français a durci les règles applicables aux installations renouvelables bénéficiant d’un contrat public. 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 les centrales photovoltaïques et les parcs éoliens terrestres peuvent être contraints de cesser temporairement leur production. Ce nouveau seuil remplace celui fixé par l’arrêté du 22 décembre 2025 et vise à mieux adapter l’injection d’électricité renouvelable aux signaux du marché.

Le dispositif concerne les installations bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat (OA) ou d’un complément de rémunération (CR), dans le cadre du mécanisme instauré par la loi de finances pour 2025. Sont inclus les parcs photovoltaïques au sol, en toiture, sur hangars agricoles ou ombrières de parking, ainsi que les parcs éoliens terrestres. Cette mesure s’inscrit dans une stratégie plus large de maîtrise des charges de service public de l’énergie, tout en préservant la rentabilité des projets pour les producteurs.

Calendrier de mise en œuvre progressive jusqu’en mars 2027

La mise en œuvre du nouveau seuil se déroule en deux phases, afin de laisser aux exploitants et aux gestionnaires de réseaux le temps d’adapter leurs systèmes de pilotage. Dès le 1er décembre 2026, le dispositif s’applique aux installations photovoltaïques de plus de 5 MWc ainsi qu’aux autres installations renouvelables de plus de 5 MW. À compter du 1er mars 2027, il est étendu à toutes les installations comprises entre 1 MW et 5 MW. Ce calendrier progressif permet aux acheteurs obligés et aux responsables d’équilibre de déployer les solutions de communication et de contrôle nécessaires.

Pour les producteurs, l’ordre d’arrêt prend la forme d’une consigne simple : soit l’installation poursuit son fonctionnement normal, soit elle doit s’arrêter complètement. Les exploitants doivent confirmer la bonne réception de la demande et ajuster leur programme de production en conséquence. Le respect de la consigne est considéré comme acquis si la puissance moyenne corrigée reste inférieure à 2 % de la puissance installée pendant la période concernée. Toute électricité produite malgré une demande d’arrêt ne donne lieu à aucune rémunération dans le cadre du contrat public.

Compensation financière et coefficients de facteur de charge

En contrepartie de l’arrêt imposé, les producteurs ayant respecté la consigne bénéficient d’une compensation financière. Son montant est calculé en fonction de la puissance installée, du tarif prévu par le contrat, de la durée de l’arrêt et d’un coefficient représentatif du facteur de charge. Ce coefficient est fixé à 0,47 pour les installations photovoltaïques et à 0,25 pour les parcs éoliens terrestres. Les compensations sont versées mensuellement, puis ajustées annuellement sur la base des données définitives de production. Ce mécanisme vise à neutraliser l’impact financier des arrêts pour les producteurs, tout en évitant de rémunérer une électricité non valorisée sur le marché.

Une explosion des heures de prix négatifs en France

L’extension de ce mécanisme s’explique par la multiplication des épisodes de prix négatifs sur le marché de l’électricité. Selon le bilan semestriel publié par RTE, la France a connu 407 heures de prix négatifs au premier semestre 2026, soit près de 10 % du temps. À titre de comparaison, ces épisodes avaient représenté 513 heures sur l’ensemble de l’année 2025 et seulement 147 heures en 2023. Le 1er mai 2026, un record a même été atteint avec un prix spot de -498,65 €/MWh, très proche du seuil réglementaire de -500 €/MWh. Cette tendance, portée par la forte pénétration des énergies renouvelables et une demande électrique modérée, rend nécessaire un pilotage plus fin des injections.

100 millions d’euros d’économies annuelles pour les finances publiques

Le dispositif de compensation représente un coût important pour les finances publiques. Les aides accordées aux producteurs d’électricité renouvelable via l’obligation d’achat et le complément de rémunération sont principalement financées par le budget de l’État. D’après les estimations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), ces dépenses devraient atteindre 9,06 milliards d’euros en 2026, sur un total de 12,3 milliards d’euros de charges de service public de l’énergie. Elles progresseraient ensuite à 10,67 milliards d’euros en 2027, soit une hausse de plus de 11 %. En intégrant l’ensemble des charges de service public de l’énergie, le montant total atteindrait 14,2 milliards d’euros en 2027, ce qui représenterait une augmentation de 16,7 % par rapport à 2026.

La CRE, qui avait recommandé ce nouveau seuil, estime que la mesure pourrait générer des économies évaluées à 100 millions d’euros par an. En réduisant la production non rémunérée et en limitant les appels aux mécanismes d’ajustement, l’abaissement du seuil permet d’optimiser le coût global du soutien aux énergies renouvelables. Les pouvoirs publics misent sur un effet vertueux : moins d’électricité produite à perte, moins de gaspillage et une meilleure sincérité des comptes publics.

Conseils pratiques pour les exploitants photovoltaïques

Les propriétaires de centrales photovoltaïques de puissance comprise entre 1 MW et 5 MW doivent dès à présent se préparer à la mise en œuvre du nouveau seuil. Il est recommandé de vérifier les équipements de communication avec le gestionnaire de réseau, de paramétrer les systèmes de supervision pour recevoir et accuser réception des consignes d’arrêt, et de former les équipes d’exploitation aux nouvelles procédures. Les installateurs et mainteneurs peuvent également proposer des solutions de pilotage à distance conformes aux exigences de l’arrêté.

Pour les projets en développement, le choix du contrat (OA ou CR) doit intégrer cette contrainte réglementaire dans les études de rentabilité. Les banques et investisseurs sont de plus en plus attentifs à la capacité des projets à gérer les épisodes de prix négatifs. Une bonne préparation permet de sécuriser les revenus et d’éviter les mauvaises surprises lors des premières consignes d’arrêt.

Pour consulter le texte officiel de l’arrêté, rendez-vous sur Légifrance.

Aurélien CHAPUIS

Aurélien Chapuis est diplômé du Master Management et Gestion de l’Énergie de l’ESCP Business School. Expert en stratégie photovoltaïque et business developer pour PV Solaire Énergie depuis 2019, il accompagne les professionnels du secteur dans leur croissance et vulgarise les enjeux de la transition énergétique pour le grand public.

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