{"id":1790,"date":"2026-09-02T13:21:12","date_gmt":"2026-09-02T11:21:12","guid":{"rendered":"https:\/\/www.les-energies-renouvelables.eu\/article\/actualites\/?p=1790"},"modified":"2026-09-01T17:06:32","modified_gmt":"2026-09-01T15:06:32","slug":"fin-de-contrat-edf-oa-les-centrales-solaires-qui-anticipent-pas-perdent-leur-meilleur-revenu","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.les-energies-renouvelables.eu\/article\/actualites\/entreprises\/fin-de-contrat-edf-oa-les-centrales-solaires-qui-anticipent-pas-perdent-leur-meilleur-revenu-1790\/","title":{"rendered":"Fin de contrat EDF OA : les centrales solaires qui n’anticipent pas perdent leur meilleur revenu"},"content":{"rendered":"\n

Si vous poss\u00e9dez ou exploitez une centrale photovolta\u00efque dont le contrat d’obligation d’achat arrive \u00e0 \u00e9ch\u00e9ance, ou dont l’\u00e9lectricit\u00e9 part aujourd’hui int\u00e9gralement sur le r\u00e9seau, la question de sa valorisation future ne se pose plus dans les m\u00eames termes qu’il y a deux ans. Depuis l’arr\u00eat\u00e9 tarifaire du 1er juin 2026, entr\u00e9 en vigueur le 5 juin, le surplus inject\u00e9 est rachet\u00e9 1,1 centime d’euro le kilowattheure<\/strong>, contre 12,69 centimes il y a encore quelques ann\u00e9es. Autrement dit, l’\u00e9lectricit\u00e9 que vous injectez ne finance plus grand-chose, alors que l’\u00e9lectricit\u00e9 que vous \u00e9vitez d’acheter vaut, elle, entre 130 et 180 euros le m\u00e9gawattheure tout compris pour un site professionnel.<\/p>\n\n\n\n

Ce basculement replace au centre du jeu une question tr\u00e8s concr\u00e8te pour tout propri\u00e9taire ou mainteneur de centrale : existe-t-il, sous mes panneaux ou \u00e0 proximit\u00e9 imm\u00e9diate, un consommateur capable d’absorber la production en journ\u00e9e ?<\/strong> Sur ce terrain, une cat\u00e9gorie de sites se d\u00e9tache nettement : les unit\u00e9s de m\u00e9thanisation. Un dossier technique publi\u00e9 par Feedgy, sp\u00e9cialiste fran\u00e7ais du repowering de centrales solaires<\/a>, documente un cas o\u00f9 plus de 92 % de la production photovolta\u00efque est consomm\u00e9e directement sur place<\/strong>. C’est un niveau que tr\u00e8s peu de profils de consommation permettent d’atteindre.<\/p>\n\n\n\n

Ce que le tarif de rachat \u00e0 1,1 centime change concr\u00e8tement<\/h2>\n\n\n\n

Le nouveau cadre tarifaire a \u00e9t\u00e9 souvent comment\u00e9 sous l’angle du r\u00e9sidentiel. Il concerne pourtant tout autant les acteurs qui g\u00e8rent un parc de centrales existantes. Trois \u00e9volutions se cumulent depuis 2025 et 2026 : la prime \u00e0 l’investissement a disparu<\/strong>, le tarif d’achat du surplus est tomb\u00e9 \u00e0 1,1 c\u20ac\/kWh HT pour les installations \u00e9ligibles<\/strong>, et les puissances sup\u00e9rieures \u00e0 100 kWc ne rel\u00e8vent plus du guichet ouvert<\/strong> mais de l’appel d’offres simplifi\u00e9, dont le dernier tarif moyen communiqu\u00e9 se situe autour de 8,9 c\u20ac\/kWh.<\/p>\n\n\n\n

Pour un gestionnaire d’actifs, la cons\u00e9quence est arithm\u00e9tique. Un m\u00e9gawattheure inject\u00e9 au tarif de guichet rapporte aujourd’hui 11 euros<\/strong>. Le m\u00eame m\u00e9gawattheure consomm\u00e9 sur place \u00e9vite l’achat d’un m\u00e9gawattheure au prix de fourniture, augment\u00e9 de la part variable du TURPE et des taxes associ\u00e9es. Pour un site industriel raccord\u00e9 en basse ou moyenne tension, cet \u00e9vitement se situe couramment entre 130 et 180 euros par m\u00e9gawattheure en 2026<\/strong>. \u00c0 cela s’ajoute un point fiscal souvent n\u00e9glig\u00e9 : l’\u00e9lectricit\u00e9 renouvelable produite par une installation de moins de 1 MWc et consomm\u00e9e pour les besoins de son producteur rel\u00e8ve d’un tarif d’accise nul<\/strong>, en application des articles L. 312-79<\/a> et L. 312-87<\/a> du code des impositions sur les biens et services. Or l’accise sur l’\u00e9lectricit\u00e9 est remont\u00e9e \u00e0 26,58 \u20ac\/MWh pour les entreprises depuis le 1er f\u00e9vrier 2026<\/strong>. Cette exon\u00e9ration p\u00e8se donc lourd dans le calcul.<\/p>\n\n\n\n

Le rapport de valeur entre les deux usages du m\u00eame kilowattheure s’\u00e9tablit ainsi entre douze et quinze pour un<\/strong>, selon le prix de fourniture r\u00e9ellement pay\u00e9 par le site. C’est ce rapport, et non la performance des modules, qui d\u00e9termine aujourd’hui la rentabilit\u00e9 d’un projet de valorisation ou de remise \u00e0 niveau.<\/p>\n\n\n\n

Le cas document\u00e9 en Charente-Maritime<\/h2>\n\n\n
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\"methanisation<\/figure>\n<\/div>\n\n\n

L’exemple mis en avant par Feedgy porte sur un m\u00e9thaniseur agricole situ\u00e9 en Charente-Maritime, \u00e9quip\u00e9 d’une centrale photovolta\u00efque en autoconsommation individuelle. Les ordres de grandeur communiqu\u00e9s sont les suivants : une consommation annuelle du site de 1,5 GWh<\/strong>, une production photovolta\u00efque annuelle d’environ 405 MWh<\/strong>, et un taux d’autoconsommation sup\u00e9rieur \u00e0 92 %<\/strong>.<\/p>\n\n\n\n

Ce chiffre m\u00e9rite qu’on s’y arr\u00eate. Sur une toiture de b\u00e2timent tertiaire classique, le taux d’autoconsommation d’une centrale correctement dimensionn\u00e9e plafonne souvent entre 50 et 70 %, parce que la consommation s’effondre le week-end et pendant les cong\u00e9s. Sur un site industriel fonctionnant en trois-huit, il peut monter au-del\u00e0 de 80 %. Un m\u00e9thaniseur, lui, ne s’arr\u00eate jamais<\/strong> : les pompes de circulation, les syst\u00e8mes d’agitation, les compresseurs et surtout l’unit\u00e9 d’\u00e9puration du biogaz tournent en continu, week-ends et jours f\u00e9ri\u00e9s compris. La courbe de charge est donc presque plate, ce qui rend la superposition avec la courbe de production solaire particuli\u00e8rement favorable.<\/p>\n\n\n\n

Feedgy indique par ailleurs que l’\u00e9purateur, charg\u00e9 de transformer le biogaz brut en biom\u00e9thane injectable, repr\u00e9sente \u00e0 lui seul environ 50 % de la consommation \u00e9lectrique du site<\/strong>, et que l’\u00e9lectricit\u00e9 p\u00e8se en moyenne 30 % des charges d’exploitation d’un m\u00e9thaniseur<\/strong>. Ce dernier ratio est d\u00e9terminant : il signifie que le poste \u00e9lectrique n’est pas une ligne marginale du compte d’exploitation, mais l’un des rares leviers sur lesquels un exploitant peut r\u00e9ellement agir, les autres co\u00fbts \u00e9tant largement corr\u00e9l\u00e9s au volume de gaz produit.<\/p>\n\n\n

Faire auditer ma centraler solaire<\/a><\/p>\n\n\n\n

Ce que 92 % d’autoconsommation repr\u00e9sentent en euros<\/h2>\n\n\n\n

La source ne chiffre pas l’impact financier. Nous l’avons fait, \u00e0 partir des volumes communiqu\u00e9s et des conditions tarifaires en vigueur. Sur 405 MWh produits annuellement, 372,6 MWh sont consomm\u00e9s sur site et 32,4 MWh partent en surplus sur le r\u00e9seau<\/strong>. Le tableau ci-dessous compare la valorisation de cette m\u00eame production selon le mode retenu, avec une hypoth\u00e8se centrale de co\u00fbt d’\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9vit\u00e9 de 150 \u20ac\/MWh tout compris.<\/p>\n\n\n\n

Mode de valorisation<\/th>Volume concern\u00e9<\/th>Valeur unitaire retenue<\/th>Recette ou \u00e9conomie annuelle<\/th><\/tr><\/thead>
Autoconsommation sur le m\u00e9thaniseur<\/td>372,6 MWh<\/td>150 \u20ac\/MWh \u00e9vit\u00e9s<\/td>environ 55 900 \u20ac<\/td><\/tr>
Surplus inject\u00e9 au tarif de guichet<\/td>32,4 MWh<\/td>11 \u20ac\/MWh<\/td>environ 360 \u20ac<\/td><\/tr>
Total du montage en autoconsommation<\/strong><\/td>405 MWh<\/strong><\/td>–<\/td>environ 56 300 \u20ac<\/strong><\/td><\/tr>
Sc\u00e9nario alternatif : injection totale au tarif de guichet<\/td>405 MWh<\/td>11 \u20ac\/MWh<\/td>environ 4 500 \u20ac<\/td><\/tr>
Sc\u00e9nario alternatif : injection totale via appel d’offres simplifi\u00e9<\/td>405 MWh<\/td>88,7 \u20ac\/MWh<\/td>environ 35 900 \u20ac<\/td><\/tr><\/tbody><\/table><\/figure>\n\n\n\n

L’\u00e9cart entre le montage en autoconsommation et l’injection totale au tarif de guichet d\u00e9passe 51 000 euros par an<\/strong> pour une centrale d’environ 315 kWc. Il reste sup\u00e9rieur \u00e0 20 000 euros par an face \u00e0 un sc\u00e9nario d’injection totale r\u00e9mun\u00e9r\u00e9e par appel d’offres simplifi\u00e9, lequel n’est de toute fa\u00e7on accessible qu’aux projets neufs candidatant dans les p\u00e9riodes ouvertes.<\/p>\n\n\n\n

En faisant varier l’hypoth\u00e8se de prix de l’\u00e9lectricit\u00e9, l’\u00e9conomie annuelle li\u00e9e \u00e0 la part autoconsomm\u00e9e oscille entre 48 400 euros \u00e0 130 \u20ac\/MWh et 63 300 euros \u00e0 170 \u20ac\/MWh<\/strong>. Rapport\u00e9e \u00e0 un investissement de centrale sur b\u00e2timent agricole estim\u00e9 entre 650 et 900 \u20ac\/kWc, cette \u00e9conomie place le retour brut sur investissement entre quatre et six ans environ<\/strong>, hors co\u00fbts d’exploitation et hors financement. Ces montants sont des estimations ECOinfos, \u00e0 ajuster selon le contrat de fourniture r\u00e9el du site, sa version tarifaire TURPE et son profil horosaisonnier.<\/p>\n\n\n\n

Le mur de la nuit, et ce qu’il faut en retenir<\/h2>\n\n\n\n

Le tableau ne doit pas masquer une limite structurelle. La production solaire est concentr\u00e9e sur six \u00e0 huit heures utiles par jour, alors que le m\u00e9thaniseur consomme les vingt-quatre heures.<\/strong> Une centrale de 315 kWc couvre environ 25 % des besoins \u00e9lectriques d’une unit\u00e9 affichant une capacit\u00e9 d’injection de 180 Nm\u00b3\/h, ce qui recoupe pr\u00e9cis\u00e9ment le calcul issu du cas charentais, o\u00f9 les 372,6 MWh autoconsomm\u00e9s repr\u00e9sentent 24,8 % des 1,5 GWh consomm\u00e9s par le site<\/strong>.<\/p>\n\n\n\n

Passer significativement au-del\u00e0 de ce seuil suppose d’agrandir la centrale, donc d’accepter m\u00e9caniquement une baisse du taux d’autoconsommation en milieu de journ\u00e9e, sauf \u00e0 ajouter du stockage. C’est le point d’arbitrage central de ce type de projet, et il se traite au cas par cas : tant que le surplus est rachet\u00e9 1,1 centime, chaque kilowattheure suppl\u00e9mentaire non consomm\u00e9 sur site ne rembourse plus l’investissement qui l’a produit<\/strong>. Le dimensionnement ne se fait donc plus au maximum de surface disponible, mais au maximum de consommation absorbable.<\/p>\n\n\n\n

Quelles centrales sont concern\u00e9es en priorit\u00e9<\/h2>\n\n\n\n

Trois situations m\u00e9ritent un examen chiffr\u00e9 rapide de la part d’un propri\u00e9taire ou d’un mainteneur.<\/p>\n\n\n\n