Prix négatifs : le seuil d’arrêt de production passe de 10 MW à 1 MW pour les renouvelables

Un abaissement majeur du seuil de puissance

Un arrêté publié au Journal officiel le 24 juillet 2026 modifie en profondeur les règles applicables aux installations renouvelables bénéficiant d’un soutien public. Désormais, les centrales photovoltaïques et éoliennes terrestres d’une puissance supérieure ou égale à 1 MW (ou 1 MWc pour le solaire) pourront être contraintes à l’arrêt total lors des épisodes de prix négatifs sur le marché de l’électricité. Cette mesure, qui abaisse le seuil précédent de 10 MW, vise à mieux gérer les excédents de production et à limiter le coût pour les finances publiques.

Jusqu’à présent, seules les installations de plus de 10 MW étaient soumises à cette obligation. Avec la croissance rapide du parc renouvelable – le solaire photovoltaïque a dépassé les 20 GW installés en France fin 2025 – les périodes de surproduction deviennent plus fréquentes. Selon RTE, le gestionnaire du réseau de transport, le nombre d’heures de prix négatifs a augmenté de 40 % entre 2023 et 2025, justifiant une extension du mécanisme à des installations de taille intermédiaire.

Le contexte des prix négatifs : une nécessité économique et technique

Les prix négatifs apparaissent lorsque l’offre d’électricité dépasse largement la demande, notamment lors des jours de forte production solaire et éolienne combinée à une faible consommation (week-ends, jours fériés, périodes de douceur hivernale). Dans ces situations, les producteurs doivent payer pour écouler leur électricité, ce qui grève les contrats d’obligation d’achat garantis par l’État. Le mécanisme d’arrêt de production, instauré par la loi de finances pour 2025, permet d’éviter ces injections inutiles tout en réduisant la facture pour le budget public.

L’abaissement du seuil à 1 MW répond à un double objectif : d’une part, étendre la flexibilité à un plus grand nombre d’acteurs, et d’autre part, responsabiliser les petits exploitants. En 2026, environ 4 500 installations photovoltaïques de 1 à 10 MWc sont en service en France, représentant près de 8 GW de puissance cumulée. Sans cette mesure, une part significative de cette capacité continuerait à injecter en période de prix négatifs.

Les installations concernées par le nouveau seuil

L’arrêté vise explicitement les centrales photovoltaïques (au sol, sur bâtiment, hangar ou ombrière) et les parcs éoliens terrestres bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération. Les installations de stockage ne sont pas directement concernées, mais elles peuvent jouer un rôle complémentaire pour absorber les surplus.

Il est important de noter que le seuil s’applique par site de production. Un parc solaire de 1,2 MWc entre donc dans le dispositif, tandis qu’une toiture individuelle de 9 kWc reste exclue. Les seuils sont mesurés en MWc pour le photovoltaïque (puissance crête) et en MW pour l’éolien (puissance nominale). Les exploitants doivent vérifier leur contrat et se préparer à recevoir des consignes d’arrêt de la part de leur acheteur obligé (EDF OA ou un autre organisme agréé).

Un calendrier d’entrée en vigueur en deux étapes

Pour laisser aux acteurs le temps de s’adapter, la mesure sera déployée progressivement :

• À compter du 1er décembre 2026 : le dispositif s’appliquera aux installations de puissance supérieure à 5 MWc (photovoltaïque) et 5 MW (éolien). Cela concerne les centrales de taille déjà conséquente, souvent mieux équipées en télécomande.
• À partir du 1er mars 2027 : extension aux installations comprises entre 1 et 5 MWc ou 1 et 5 MW, soit la majorité des petits parcs solaires au sol ou des grandes toitures agricoles.

Ce calendrier est conforme à l’avis de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), qui a recommandé une mise en œuvre échelonnée pour éviter les ruptures techniques. Les acheteurs obligés doivent adapter leurs systèmes d’information et les exploitants installer des équipements de téléconduite fiables.

Fonctionnement du dispositif d’arrêt et compensation

Lorsqu’un épisode de prix négatifs est anticipé, l’acheteur obligé transmet une consigne binaire au producteur : fonctionnement normal ou arrêt total de l’installation. Le producteur doit accuser réception et modifier son programme de production. Une centrale est considérée comme conforme si sa puissance moyenne corrigée ne dépasse pas 2 % de sa puissance installée pendant la période d’arrêt.

Toute électricité injectée durant l’arrêt n’est pas rémunérée au titre du contrat d’achat. En revanche, une compensation financière est versée pour l’énergie non produite. Celle-ci est calculée avec la formule suivante :

• Compensation = puissance installée × tarif contractuel × durée d’arrêt × coefficient de facteur de charge

Le coefficient est fixé à 0,47 pour le photovoltaïque et 0,25 pour l’éolien terrestre. La compensation est versée mensuellement avec une régularisation annuelle sur la base des données de production réelles. Ce mécanisme vise à neutraliser la perte financière pour les producteurs tout en évitant le versement de subventions pour une électricité non nécessaire.

Impact pour les exploitants : vers une exploitation plus connectée

Pour les producteurs, cette évolution implique des investissements techniques. Les installations de 1 à 5 MW doivent désormais être équipées :

• d’un système de télécommunication fiable (GPRS, 4G, satellite ou fibre) ;
• d’une supervision à distance permettant de recevoir les consignes en temps réel ;
• d’une commande d’arrêt automatique ou manuelle à distance.

Le coût de ces équipements est estimé entre 2 000 et 10 000 euros par site, selon la complexité. Toutefois, les aides au titre des certificats d’économies d’énergie ou du Fonds chaleur renouvelable peuvent partiellement couvrir ces dépenses.

Les exploitants doivent également anticiper des tests de conformité. L’acheteur obligé pourra effectuer des simulations d’arrêt pour vérifier le bon fonctionnement du dispositif. En cas de non-respect répété, des pénalités sont prévues, pouvant aller jusqu’à la suspension du contrat.

Un signal fort pour la transition énergétique

Au-delà de l’aspect technique, cet arrêté marque une inflexion dans la politique de soutien aux énergies renouvelables. Il ne s’agit plus seulement de produire de l’électricité verte, mais de l’intégrer intelligemment dans le système électrique. Les périodes de prix négatifs sont appelées à se multiplier avec la montée en puissance des énergies variables : en 2024, l’Europe a connu plus de 1 500 heures de prix négatifs cumulés, contre 800 en 2020 (source ENTSO-E).

Pour les installateurs et bureaux d’études, c’est l’occasion de proposer des solutions de pilotage avancé aux clients. Les contrats de maintenance évoluent pour inclure la gestion des arrêts. Les collectivités locales propriétaires de parcs solaires doivent aussi se préparer à ces nouvelles contraintes.

Le texte intégral de l’arrêté est consultable sur Légifrance. Les producteurs sont invités à vérifier leur situation contractuelle et à contacter leur acheteur obligé pour connaître les modalités pratiques de mise en œuvre.

En conclusion, l’abaissement du seuil de 10 MW à 1 MW pour l’arrêt de production en période de prix négatifs constitue une étape clé dans la régulation du système électrique français. Il responsabilise un plus grand nombre d’acteurs, améliore l’efficacité économique du soutien public et prépare le réseau à accueillir davantage d’énergies renouvelables. Les installations de taille intermédiaire doivent dès maintenant anticiper les investissements techniques nécessaires pour être opérationnelles d’ici fin 2026.

Liens externes utiles :

• Arrêté du 20 juillet 2026 sur Légifrance
• Avis de la CRE sur le mécanisme d’arrêt
• Données RTE sur les prix négatifs

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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