Prix négatifs : nouveau seuil d'arrêt solaire et éolien

Montrer le sommaire

Un seuil abaissé de 10 mw à 1 mw, en deux étapes
Comment fonctionne la consigne d’arrêt
Une compensation qui ne couvre pas tout le manque à gagner
Pourquoi ce durcissement maintenant : l’explosion des prix négatifs
Qui paie la facture : une charge publique en hausse
Ce que ça change concrètement pour les exploitants
Tableau récapitulatif : avant et après l’arrêté du 20 juillet 2026

Un texte réglementaire discret vient de changer la donne pour une partie importante du parc renouvelable français. L’arrêté du 20 juillet 2026, publié au Journal officiel du 24 juillet, abaisse de 10 MW à 1 MW le seuil de puissance à partir duquel une centrale photovoltaïque ou un parc éolien terrestre sous contrat public peut recevoir l’ordre de s’arrêter totalement lors d’un épisode de prix négatifs. Jusqu’ici réservée aux très grandes installations, cette contrainte va désormais toucher des centrales de taille intermédiaire, notamment celles installées sur des grands hangars agricoles, des ombrières de parking ou de petits parcs éoliens.

Un seuil abaissé de 10 mw à 1 mw, en deux étapes

Le dispositif d’arrêt de la production renouvelable en période de prix négatifs découle de l’article 175 de la loi de finances pour 2025, dont le champ d’application a ensuite été élargi par l’article 185 de la loi de finances pour 2026. Il concerne les installations photovoltaïques (au sol, en toiture, sur hangar ou ombrière) et les parcs éoliens terrestres bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération.

Jusqu’à présent, seules les installations d’au moins 10 MWc pour le photovoltaïque et 10 MW pour l’éolien terrestre pouvaient être appelées à l’arrêt. Le nouvel arrêté étend cette obligation en deux temps : dès le 1er décembre 2026, elle s’appliquera aux installations de plus de 5 MWc ou 5 MW, puis à partir du 1er mars 2027, elle descendra jusqu’aux installations comprises entre 1 et 5 MWc ou MW. Ce calendrier progressif doit laisser aux acheteurs obligés, aux exploitants et aux responsables d’équilibre le temps d’adapter leurs outils de pilotage à distance.

Les demandes MaPrimeRénov’ divisées par quatre, ce que ça change pour votre projet de travaux

126 030 propriétaires ont décroché un éco-prêt à taux zéro en 2025, un record porté par trois banques seulement

Comment fonctionne la consigne d’arrêt

Concrètement, l’acheteur obligé (le plus souvent EDF OA) transmet au producteur une consigne binaire : fonctionnement normal ou arrêt total de l’installation. Le producteur doit accuser réception de la demande et modifier son programme de production en conséquence, une obligation et non une simple option. Une centrale est considérée comme ayant respecté la consigne lorsque sa puissance moyenne corrigée reste inférieure à 2 % de sa puissance installée pendant l’intervalle concerné.

Autre point important pour les exploitants concernés : l’électricité éventuellement injectée pendant un épisode d’arrêt demandé n’est pas rémunérée au titre du contrat d’achat, même si l’installation continue partiellement à produire.

Une compensation qui ne couvre pas tout le manque à gagner

Le mécanisme prévoit une compensation financière pour les producteurs ayant respecté la consigne d’arrêt. Elle se calcule à partir de la puissance installée, du tarif contractuel, de la durée de l’arrêt et d’un coefficient représentatif du facteur de charge, fixé à 0,47 pour le photovoltaïque et 0,25 pour l’éolien terrestre. Cette compensation est versée mensuellement, avec une régularisation annuelle fondée sur les données définitives de production.

Pour donner un ordre de grandeur, prenons un exemple simplifié et purement pédagogique : une centrale photovoltaïque de 2 MWc, sous un tarif contractuel hypothétique de 75 €/MWh, recevant un ordre d’arrêt pendant 5 heures, la durée moyenne observée pour ces épisodes selon RTE. Si l’énergie avait été intégralement compensée au tarif plein, l’exploitant aurait perçu environ 750 euros pour cet épisode. Avec le coefficient de 0,47 appliqué par le nouveau dispositif, la compensation réelle tombe à environ 352 euros, soit un manque à gagner de l’ordre de 400 euros pour cet épisode isolé. Un chiffre qui grimpe évidemment avec la taille de l’installation et la fréquence des arrêts.

Pourquoi ce durcissement maintenant : l’explosion des prix négatifs

Cette extension du dispositif répond à un phénomène qui s’accélère nettement. Selon le bilan semestriel de RTE, la France a enregistré 407 heures de prix négatifs au premier semestre 2026, soit près de 10 % du temps, contre 513 heures sur l’ensemble de l’année 2025 et seulement 147 heures en 2023. Un record absolu a même été atteint le 1er mai 2026, avec un prix spot tombé à -498,65 €/MWh, tout proche du plancher réglementaire fixé à -500 €/MWh.

Ces épisodes durent en moyenne cinq heures et se concentrent entre 11 h et 16 h, au moment où la production photovoltaïque est la plus forte. Pour Thomas Veyrenc, directeur général économie, stratégie et finances de RTE, c’est surtout le volume cumulé de ces heures à prix négatif qui doit retenir l’attention, car il traduit un déséquilibre croissant entre une production abondante et une consommation qui stagne. Avec l’augmentation continue du parc solaire et éolien, ces épisodes de surproduction simultanée sont appelés à devenir encore plus fréquents, ce qui explique la volonté des pouvoirs publics d’élargir le nombre d’installations pouvant être mobilisées pour limiter cette production.

Qui paie la facture : une charge publique en hausse

Ce mécanisme de compensation n’est pas gratuit. Le soutien public aux énergies renouvelables électriques, qui inclut les compensations versées via l’obligation d’achat et le complément de rémunération, est financé principalement par le budget de l’État. Selon la Commission de régulation de l’énergie, cette charge devrait atteindre 9,06 milliards d’euros en 2026, sur un total de charges de service public de l’énergie de 12,3 milliards d’euros, et grimper à 10,67 milliards d’euros en 2027, soit une progression de plus de 11 % en un an. En incluant les autres composantes, l’ensemble des charges de service public de l’énergie atteindrait 14,2 milliards d’euros en 2027, en hausse de 16,7 % par rapport à 2026.

Pourquoi la SNBC3 va transformer radicalement votre quotidien : logement, voiture et déplacements

Agrandir son installation solaire rapporte 4 fois moins depuis le 5 juin 2026

En clair, chaque nouvelle centrale intégrée à ce dispositif d’arrêt ajoute une ligne de compensation supplémentaire à financer, à un moment où cette facture publique est déjà en forte croissance sous l’effet de l’augmentation générale des volumes renouvelables soutenus.

Ce que ça change concrètement pour les exploitants

Pour les exploitants de centrales de taille intermédiaire, cette évolution rend indispensable la mise en place d’outils fiables de télécommunication, de supervision et de commande à distance, jusqu’ici surtout nécessaires pour les très grandes installations. Au-delà de leur seule capacité à produire, ces centrales devront désormais participer plus activement à l’équilibre du système électrique, avec un risque financier réel si les outils de pilotage ne suivent pas le rythme du calendrier réglementaire.

Tableau récapitulatif : avant et après l’arrêté du 20 juillet 2026

	Avant l’arrêté (base 2025)	Dès le 1er décembre 2026	À partir du 1er mars 2027
Seuil photovoltaïque	supérieur à 10 MWc	supérieur à 5 MWc	supérieur à 1 MWc
Seuil éolien terrestre	supérieur à 10 MW	supérieur à 5 MW	supérieur à 1 MW
Coefficient de compensation	0,47 (PV) / 0,25 (éolien terrestre)	inchangé	inchangé
Nature de la consigne	arrêt total binaire	arrêt total binaire	arrêt total binaire