Prix négatifs : comment garder un projet solaire rentable quand l'électricité de midi ne vaut plus rien

Fin 2025, la France comptait 30,4 GW de panneaux solaires, dont 5,9 GW posés dans l'année¹. Le solaire a produit 32,9 TWh en 2025, soit 6 % de l'électricité du pays². Cette réussite a un revers : à midi, aux beaux jours, il y a souvent trop d'électricité, et son prix devient négatif. Pour un projet solaire, ce n'est plus un détail.

Des prix négatifs de plus en plus fréquents

Le marché de l'électricité a connu 147 heures de prix négatifs en 2023³, puis 352 heures en 2024 et 513 heures en 2025⁴. Au premier semestre 2026, on en comptait déjà 407, soit environ 10 % du temps⁵.

Ces heures tombent presque toujours en journée : plus de 90 % d'entre elles entre 8 h et 20 h, surtout entre 11 h et 17 h⁶. Elles se concentrent au printemps, en particulier autour des ponts de mai, quand le soleil est fort et la consommation faible ; un épisode dure en moyenne cinq heures⁷. La cause est simple : la production bas carbone dépasse alors la demande⁵.

Conséquence directe : en 2025, le prix capté par une centrale solaire qui ne s'arrête jamais était 32 % inférieur à celui d'une production constante sur 24 heures⁶. Et 1,6 TWh d'électricité solaire n'ont pas été produits en 2025 parce que les installations se sont arrêtées pendant les prix négatifs⁸.

Sources : RTE ; Commission de régulation de l'énergie.

Ce que prévoient déjà les contrats

Complément de rémunération

Pour les installations qui vendent sur le marché avec un complément versé par l'État, aucun complément n'est payé pendant les heures de prix négatifs. En contrepartie, une prime compense l'arrêt de la production, après une franchise de 15 heures par an pour le solaire⁶.

Obligation d'achat

Depuis mi-avril 2026, l'acheteur peut demander l'arrêt des installations de plus de 10 MWc sous obligation d'achat⁹. Un arrêté de juillet 2026 abaisse ce seuil à 5 MWc à partir du 1er décembre 2026, puis à 1 MWc le 1er mars 2027¹⁰.

Petites toitures

Depuis l'automne 2025, le tarif d'achat sur bâtiment ne concerne plus que les installations jusqu'à 100 kWc ; au-delà, il faut passer par un appel d'offres. Depuis juin 2026, vendre toute sa production n'est plus possible : seul le surplus est acheté, à 11 € par MWh, et uniquement quand le prix du marché est positif ou nul¹¹.

Ce qui se discute cet automne

Le projet de budget 2027 prévoit d'étendre l'arrêt aux heures de prix négatifs à des installations plus petites : le seuil serait fixé par arrêté, sans descendre sous 100 kW, au plus tard fin 2027. L'arrêt serait indemnisé entre 90 et 100 % du revenu perdu, et la prime versée pour les heures de prix négatifs dans les contrats de complément de rémunération existants pourrait baisser de 10 % au plus¹². La commission des affaires économiques de l'Assemblée a supprimé l'article qui contient cette mesure, mais ce vote n'est qu'un avis : l'Assemblée vote le budget le 17 novembre¹³.

Dans le même temps, le gouvernement veut encourager le stockage. Il a annoncé que, d'ici fin 2026, un site solaire équipé d'une batterie pourra installer jusqu'à 25 MW au lieu de 17 MW, à condition de ne jamais injecter plus de 17 MW sur le réseau¹⁴. Les règles d'implantation des batteries doivent être clarifiées d'ici le 1er décembre 2026¹⁵.

Cinq leviers pour un projet

1. Consommer sur place. Un kWh consommé par le bâtiment évite d'acheter un kWh au réseau ; un kWh vendu en surplus rapporte très peu, voire rien à midi. L'autoconsommation collective progresse aussi : on comptait 1 945 opérations actives fin mars 2026¹⁶.
2. Déplacer la consommation. Le système électrique pousse déjà dans ce sens : d'ici fin 2027, les petits clients qui ont une option heures creuses (jusqu'à 36 kVA) auront au moins deux heures creuses en milieu de journée l'été, entre 11 h et 17 h¹⁷.
3. Stocker. Le prix des batteries a fortement baissé : en 2025, un système clé en main coûtait en moyenne 117 $ par kWh dans le monde, en baisse de 31 % sur un an, et 177 $ en Europe¹⁸. Pourtant, une vingtaine seulement des quelque 1 500 projets retenus aux derniers appels d'offres solaires avaient une batterie⁶.
4. Accepter de s'arrêter. Quand le prix est négatif et l'arrêt compensé, ne pas produire ne coûte rien. 7,4 GW d'éolien et de solaire sous obligation d'achat peuvent désormais s'arrêter dans ces moments⁵.
5. Prévoir le cas dans les contrats de vente directe. Le modèle de contrat proposé par la filière prévoit que le producteur s'arrête dès que le prix devient négatif, ou passe sous un seuil fixé par l'acheteur, avec une compensation à définir entre les parties¹⁹.

Ce que ça change pour choisir ses sites

Pendant longtemps, un bon projet solaire, c'était d'abord un grand toit bien exposé. C'est toujours nécessaire, mais plus suffisant : la valeur d'un projet dépend désormais de qui consomme l'électricité, et quand. Les bâtiments qui tournent en journée, comme les commerces, les entrepôts frigorifiques, les sites industriels ou les établissements de santé, deviennent les meilleures cibles.

Dossier à jour au 24 octobre 2026. Les règles évoluent vite : vérifiez chaque situation avec un conseil spécialisé avant de décider.