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Pour les acteurs du solaire, le message est double : le soutien public continue, mais il se paie au prix fort de la compétitivité. Pour le contribuable, ces contrats ont une particularité rarement soulignée : à 60 €/MWh, ils se situent sous les prix auxquels l’électricité s’échange aujourd’hui pour 2027, et au niveau de ceux attendus pour 2028. Ils pourraient donc ne presque rien coûter aux finances publiques, voire leur rapporter.
Les résultats ont été annoncés le 7 octobre par Maud Bregeon, ministre déléguée chargée de l’Énergie, au colloque de France Renouvelables : 125 projets au sol retenus pour plus de 930 MWc, et un prix de 75 €/MWh pour l’appel d’offres « Petit PV », qui couvre les installations de 100 à 500 kWc.
Des prix en baisse de 15 à 25 % en un an
Selon le ministère, la période précédente du solaire au sol, en juin 2025, était ressortie autour de 80 €/MWh. Le recul atteint donc environ 25 % en un peu plus d’un an, alors que le volume appelé en juillet 2026, fixé à 925 MWc, a été entièrement couvert. On retrouve les niveaux de 2018 et 2019, quand les grandes centrales s’attribuaient entre 58 et 64 €/MWh.
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| Appel d’offres | Référence | Nouveau prix | Évolution |
|---|---|---|---|
| Photovoltaïque au sol | env. 80 €/MWh (juin 2025) | env. 60 €/MWh | environ -25 % |
| Petit PV 100 à 500 kWc | 88,73 €/MWh (nov. 2025) | 75 €/MWh | environ -15 % |
| Petit PV face à l’ancien tarif S21 | 95 €/MWh (jusqu’en 2025) | 75 €/MWh | environ -21 % |
Le petit photovoltaïque mérite une attention particulière. Sa première période avait été largement sous-souscrite : 157 lauréats pour seulement 43,5 MWc. La seconde, ouverte fin juillet 2026 pour 288 MWc, aboutit à un prix inférieur de près de 14 €/MWh. Pour un bâtiment agricole, logistique ou commercial, le projet doit désormais tenir ses comptes avec environ un cinquième de revenu en moins par kilowattheure qu’à l’époque de l’arrêté S21.
Pourquoi ces contrats pourraient rapporter plutôt que coûter
Les lauréats sont rémunérés par un complément de rémunération : ils vendent leur électricité sur le marché, et l’État compense l’écart si le prix passe sous leur prix garanti. Quand le marché dépasse ce prix, le producteur reverse la différence aux finances publiques.
Or le contrat à terme pour une livraison en 2027 cotait 94,07 €/MWh à la clôture du 5 octobre, en hausse de plus de 55 % sur un an. Les échéances suivantes restent proches du prix des centrales solaires : 59,90 €/MWh pour 2028 et 55,58 €/MWh pour 2029. Sur le marché spot, la moyenne a atteint 143 €/MWh en septembre.
Faisons le calcul. Avec environ 1 300 kWh produits par kWc et par an, les 930 MWc retenus fourniraient environ 1,2 TWh par an, la consommation de quelque 270 000 foyers. Chaque tranche de 10 €/MWh d’écart avec le prix de marché représente environ 12 millions d’euros par an, versés par l’État ou reversés par les producteurs. Aux prix à terme de 2027, ces centrales reverseraient de l’ordre de 40 millions d’euros sur l’année.
Deux nuances s’imposent. Ces centrales ne seront raccordées que dans deux à trois ans, et le solaire se vend sous la moyenne du marché puisqu’il produit quand l’offre est abondante : le 6 octobre, les six heures les plus ensoleillées affichaient 151 €/MWh contre 218 €/MWh pour le reste de la journée. Le message de fond tient pourtant : à 60 €/MWh, le solaire au sol se rapproche d’un coût nul pour la collectivité.
Petit PV : la rentabilité se joue sur l’autoconsommation
Pour les installateurs positionnés sur les toitures de 100 à 500 kWc, ce prix change la façon de monter un projet. L’analyse de la première période par la CRE montrait déjà que plus le taux d’autoconsommation déclaré est élevé, plus le prix proposé est bas : le kilowattheure consommé sur place évite un achat au fournisseur. Avec des prix de fourniture professionnelle tirés vers le haut par le marché à terme, cet argument devient central auprès des clients industriels et agricoles.
La seconde période a aussi introduit des exigences de résilience de l’approvisionnement : bilan carbone simplifié plafonné à 740 kgCO₂/kWc et interdiction d’assembler le système dans l’État tiers dominant de la filière. Concilier ces contraintes avec un prix en baisse suppose des achats groupés et une ingénierie plus fine.
Après le prix, la flexibilité devient le nouveau critère
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La ministre a prévenu que les renouvelables n’échapperont pas aux économies budgétaires. Le soutien doit garantir une juste rémunération et de la visibilité aux producteurs, sans créer de rente, une orientation qu’elle relie au travail engagé sur certains contrats photovoltaïques dans le projet de loi de finances.
La prochaine étape est fixée : un appel d’offres technologiquement neutre ouvrira début 2027, en valorisant les projets associant production et flexibilité, solaire, éolien, batteries ou volants d’inertie. Plusieurs textes doivent aussi simplifier l’implantation des batteries. La compétition ne se jouera donc plus seulement sur le prix du mégawattheure, mais sur la capacité à le livrer aux heures où le réseau en a besoin. À l’approche de 2027, la ministre a résumé l’enjeu : soit les filières prouvent leur valeur chiffres à l’appui, soit elles s’exposent à un coup d’arrêt brutal.
