Le mois de mai 2026 restera gravé dans les annales du marché de gros français de l’électricité. En effet, le 1er mai à 13h30, le prix spot est tombé à -498,65 €/MWh, à moins de deux euros du plancher réglementaire de -500 €/MWh fixé sur le day-ahead d’EPEX Spot. Résultat : pendant plusieurs heures, produire de l’électricité est devenu une perte sèche pour les producteurs raccordés au marché.
Malheureusement, cet épisode n’est pas un cas isolé étant donné que le pays a enregistré 408 heures de prix négatifs sur les six premiers mois de 2026, contre 147 heures sur l’ensemble de l’année 2023.
Les développeurs et les investisseurs doivent aujourd’hui faire face aux prix négatifs de l’électricité photovoltaïque, qui ne sont plus des aléas exceptionnels. En effet, il devient impératif de comprendre pourquoi une centrale continue parfois de produire alors que cela coûte de l’argent, et d’évaluer l’impact de ces pertes sur les futurs gains d’un projet solaire. De ce fait, son intégration dès la conception du projet et dans la modélisation des revenus futurs est indispensable. À cela s’ajoute une donnée nouvelle : depuis l’arrêté du 20 juillet 2026, l’écrêtement n’est plus seulement un choix économique, il devient une obligation pour une part croissante du parc.
L’impact des prix négatifs sur le photovoltaïque
Le marché de gros de l’électricité fonctionne selon une logique de prix marginal. Toutes les 15 minutes depuis le passage du day-ahead européen au pas quart-horaire le 1er octobre 2025, les offres de production sont classées du moins cher au plus cher pour couvrir la demande. Ainsi, le prix final correspond à celui de la dernière unité sélectionnée. Ce dernier fixe alors le prix spot, qui est le résultat de cette confrontation quotidienne entre l’offre et la demande.
Dans le cas d’une production supérieure à la consommation, le prix peut passer sous zéro. Cela se produit par exemple durant les jours fériés ensoleillés et venteux à faible activité industrielle, ce qui était précisément la configuration du 1er mai 2026. Ainsi, si certains producteurs décident de continuer à injecter au lieu d’arrêter la production, parce que leur coût d’arrêt et de redémarrage est supérieur à la perte encourue, cela conduit à la formation de prix négatifs.
L’explosion des heures de prix négatifs
Depuis 2023, les prix négatifs de l’électricité photovoltaïque sont en nette progression, comme le montre le tableau suivant :
| Année | 2020 | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 (S1) |
| Heures de prix négatifs | 102 h | 147 h | 361 h (4 %) | 513 h (6 %) | 408 h (9,4 %) |
Source : publications officielles de RTE et données EPEX Spot
Aujourd’hui, ces épisodes durent en moyenne cinq heures et se concentrent en milieu de journée, c’est-à-dire au moment précis où une centrale photovoltaïque produit le plus. Le phénomène s’intensifie également en profondeur : le niveau moyen d’un prix négatif avoisinait -3,2 €/MWh en 2023, il tourne autour de -20 €/MWh en 2026. Sur le seul mois d’avril 2026, 90 % des journées ont enregistré au moins un prix nul ou négatif sur le day-ahead.
Pour une centrale solaire dont le contrat de vente d’électricité dure 15 ou 20 ans, cette progression n’est plus un détail. C’est un risque majeur qu’il faut obligatoirement intégrer dans les calculs de rentabilité.
Comment fonctionne la cannibalisation de la production solaire ?
Le capture price photovoltaïque représente le prix moyen auquel une centrale solaire vend réellement son électricité. Ainsi, contrairement au prix moyen général du marché, qui prend en compte les 24 heures de la journée, le capture price ne calcule la moyenne que sur les heures où le soleil brille et où la centrale produit.
Ce décalage s’explique par un phénomène mécanique connu sous le nom de cannibalisation des prix du solaire. En effet, plus la part du solaire augmente dans le mix électrique, plus la production se concentre sur les mêmes heures de la journée, et plus le prix perçu pendant ces heures s’effondre. Avec 6 GW de photovoltaïque supplémentaires raccordés en France en 2025, l’effet s’amplifie année après année. Les objectifs de la PPE3 en matière de photovoltaïque laissent d’ailleurs peu de doute sur la poursuite de cette trajectoire.
L’effet de concentration horaire
En mai 2026, l’écart entre l’heure la plus chère et l’heure la moins chère de la journée a atteint en moyenne 141 €/MWh, un niveau sans précédent pour un mois de mai. Sur l’ensemble du premier semestre 2026, ce spread quotidien moyen s’établit à 123 €/MWh, en hausse de 25 % par rapport au premier semestre 2025.
Les conséquences sur la valeur réellement captée par le solaire sont brutales. En mai 2026, alors que le prix moyen du marché s’établissait à 52 €/MWh, le capture price du photovoltaïque est tombé à 18,10 €/MWh. Autrement dit, un taux de capture de 34,6 % : les centrales ont vendu leur électricité à environ un tiers du prix moyen du marché. En juin, avec le retour de la climatisation en milieu de journée, le capture price est remonté à 41,51 €/MWh pour un taux de capture de 62,8 %, qui reste très inférieur à 100 %.
Par conséquent, le capture price photovoltaïque s’éloigne durablement de la moyenne du marché. Ce qui cause une réduction des gains réels des centrales, même si les panneaux fonctionnent parfaitement.
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Quels sont les modèles économiques les plus exposés aux prix négatifs de l’électricité photovoltaïque ?
L’impact de l’augmentation des heures négatives sur les mécanismes de valorisation de la production n’est pas similaire. En effet, il dépend souvent du modèle économique sélectionné lors du montage du projet.
Ce que couvre réellement le complément de rémunération
Beaucoup de porteurs de projets solaires comptent sur le complément de rémunération pour se protéger des prix négatifs, mais la couverture est plus étroite qu’il n’y paraît. Sous ce régime, l’État verse une prime pour garantir un tarif de référence au producteur. Cependant, le bloc standard du complément de rémunération n’est plus versé dès la première heure à prix spot négatif, sans condition d’heures consécutives.
En contrepartie, le dispositif prévoit une prime prix négatifs, versée annuellement, dont le fonctionnement mérite d’être connu précisément :
- elle ne s’applique qu’au-delà d’une franchise de 15 heures de prix négatifs dans l’année ;
- elle est calculée à hauteur de 50 % de la puissance crête de l’installation, valorisée au tarif de référence ;
- elle est conditionnée au respect effectif de la coupure, c’est-à-dire que l’installation ne doit pas avoir injecté pendant ces heures ;
- les conditions techniques de coupure sont encadrées, et un producteur qui ne les respecte pas perd le bénéfice de la prime.
Ainsi, un producteur sous complément de rémunération qui pilote correctement ses arrêts limite fortement sa perte de revenus, même si sa perte de productible peut atteindre plusieurs points. À l’inverse, un producteur qui subit les prix négatifs sans les anticiper cumule l’absence de complément de rémunération, l’exposition directe au prix négatif et la perte de la prime. C’est un point que nous vérifions systématiquement lors de nos missions d’audit et de due diligence photovoltaïque, car il change complètement la lecture du business plan. Les règles applicables varient par ailleurs selon la période et le cahier des charges de l’appel d’offres CRE concerné.
L’impact du corporate PPA
Un corporate PPA est un contrat de vente directe d’électricité entre un producteur et un acheteur. Sa particularité est que les conditions sont entièrement négociées de gré à gré. D’ailleurs, c’est à ce moment précis qu’est déterminée la partie qui devra assumer la responsabilité financière des pertes liées aux heures de prix négatifs.
Ainsi, il est possible de trouver des contrats de PPA :
- de type pay-as-produced, qui transfère l’essentiel du risque de prix négatif à l’acheteur ;
- comportant une clause de floor price, soit un prix minimum en dessous duquel le prix contractuel ne peut jamais descendre ;
- comportant une clause de partage du risque (risk sharing), qui répartit l’exposition entre les deux parties ;
- prévoyant une suspension de la facturation en heures négatives, ce qui reporte le risque sur le producteur.
Par conséquent, lors de la négociation du corporate PPA, il est nécessaire de prêter une attention particulière :
- aux clauses de volume ;
- à la gestion des heures négatives et à la définition retenue du seuil de déclenchement ;
- aux prix planchers ;
- à l’articulation entre la clause de prix négatifs et une éventuelle obligation réglementaire d’arrêt.
Les modèles merchant et l’autoconsommation
Comme expliqué précédemment, le niveau d’exposition aux prix négatifs dépend grandement du modèle choisi. Par exemple, opter pour le modèle merchant, qui consiste à vendre sa production directement sur le marché spot ou via des contrats court terme sans prime ni plancher contractuel, conduit à une exposition élevée. Cela est dû au fait que chaque heure négative se traduit immédiatement par une perte de trésorerie, sans mécanisme compensatoire. La fin de l’ARENH rend d’ailleurs cet arbitrage entre exposition marché et sécurisation contractuelle plus structurant qu’auparavant.
À l’inverse, l’autoconsommation permet d’utiliser directement sa propre électricité à la place de celle du réseau. Pour cette part d’énergie consommée sur place, le producteur évite d’acheter au tarif du fournisseur et ne dépend plus du prix spot. Certes, le risque de prix négatif persiste pour le surplus injecté sur le réseau, mais la part des revenus qui y est exposée devient minime. C’est l’une des raisons pour lesquelles l’autoconsommation collective multisite gagne en intérêt pour les entreprises disposant de plusieurs bâtiments : elle augmente mécaniquement le taux d’autoconsommation et réduit la fraction de production soumise au prix de marché.
Écrêtement subi : ce que change l’arrêté du 20 juillet 2026
Jusqu’à récemment, l’écrêtement relevait d’un arbitrage économique du producteur. Ce n’est plus le cas pour une part croissante du parc.
L’arrêté du 20 juillet 2026, publié au Journal officiel du 24 juillet, abaisse de 10 MW à 1 MW le seuil à partir duquel une installation photovoltaïque ou éolienne terrestre bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat ou d’un complément de rémunération peut se voir imposer l’arrêt de sa production en période de prix négatifs. Ce dispositif découle de l’article 175 de la loi de finances pour 2025, complété par l’article 185 de la loi de finances pour 2026.
L’application se fait en deux temps :
- 1er décembre 2026 pour les installations d’une puissance supérieure à 5 MWc ;
- 1er mars 2027 pour les installations comprises entre 1 et 5 MWc.
En sept mois, le champ d’application aura ainsi été élargi d’un facteur douze, puisque le projet initial de décembre 2025 visait un seuil de 12 MWc. Concrètement, une grande toiture industrielle, une ombrière de parking d’envergure ou une petite centrale au sol entrent désormais dans le dispositif. Environ 4 500 centrales photovoltaïques de 1 à 10 MWc sont en service en France, pour près de 8 GW cumulés.
Trois conséquences opérationnelles méritent d’être anticipées dès maintenant :
- la compensation n’est due qu’aux producteurs ayant respecté le signal d’arrêt transmis par l’acheteur obligé, ce qui suppose des interfaces techniques opérationnelles et testées ;
- le productible retenu dans le business plan doit intégrer une hypothèse d’arrêt subi, et non plus seulement un écrêtement optimisé ;
- les contrats d’exploitation, de maintenance et de garantie de performance doivent prévoir explicitement ce cas de figure, faute de quoi le producteur peut se retrouver en litige sur des pénalités de disponibilité.
Face à cela, les producteurs concernés ont intérêt à cartographier dès à présent leur parc par tranche de puissance et par type de contrat, afin d’identifier les actifs qui basculeront en décembre 2026 et ceux qui suivront en mars 2027.
Comment la hausse des prix négatifs bouscule la modélisation financière du solaire ?
Les prix négatifs dégradent le modèle financier des centrales solaires à plusieurs niveaux. D’abord, chaque heure de prix négatif non couverte réduit directement le chiffre d’affaires annuel, avec un effet boule de neige sur 20 ans.
Ensuite, sur un projet vendu directement au marché, la moindre baisse du capture price fait :
- chuter le TRI du projet de plusieurs dizaines de points de base ;
- s’effondrer la valeur globale (VAN) du projet.
Enfin, les banques et les fonds de dette voient la marge de sécurité du DSCR, le ratio de couverture du service de la dette, se réduire à mesure que les heures négatives se multiplient, en particulier dans les scénarios de stress cumulant des épisodes prolongés. Face à cela, les prêteurs se montrent plus exigeants sur les hypothèses de prix retenues et sur la démonstration de la résilience du projet en scénario dégradé.
L’intégration de ce risque dans une modélisation P50/P90
La ressource solaire, c’est-à-dire l’irradiation et les volumes produits, représentait historiquement la principale préoccupation des analyses P50/P90. Certes, c’est une approche qui reste nécessaire, mais l’incertitude sur les prix perçus par MWh produit la rend désormais insuffisante.
Face à cela, lors de la construction d’une modélisation, il est nécessaire de prévoir diverses trajectoires de capture price selon :
- les scénarios de développement du parc solaire en France ;
- l’évolution de la demande d’énergie verte ;
- la dynamique du stockage et du déplacement des heures creuses ;
- le calendrier d’entrée en vigueur des obligations d’arrêt.
Par la suite, il faut croiser ces trajectoires avec les scénarios P50 et P90 de production afin d’obtenir une matrice de revenus. Celle-ci permet non seulement de déterminer la résilience réelle du business plan face à un scénario de marché dégradé, mais en plus de cela, elle conditionne l’appréciation des prêteurs sur la structure de financement proposée.
Comment se protéger des prix négatifs de l’électricité photovoltaïque ?
De nombreux leviers peuvent être mis en place pour limiter l’exposition aux prix négatifs de l’électricité photovoltaïque.
La solution la plus évidente reste l’écrêtement de la production solaire, qui consiste à diminuer volontairement l’injection pendant les heures les plus défavorables. Cependant, la réussite de cette démarche dépend de la capacité à analyser au cas par cas le seuil de déclenchement économiquement optimal, et à articuler cet écrêtement choisi avec les arrêts désormais imposés par la réglementation.
Ensuite, on peut citer l’intégration d’une solution de stockage dans une centrale solaire pour différer l’injection des heures négatives vers des heures de prix positif. L’arbitrage est aujourd’hui plus favorable qu’il ne l’était : le spread quotidien moyen du premier semestre 2026, à 123 €/MWh, dépasse le double du coût actualisé du stockage d’une batterie amortie sur quinze ans. Toutefois, avant d’opter pour cette option, il reste nécessaire de comparer précisément ce LCOS au gain d’arbitrage attendu sur la durée de vie du projet, comme nous le détaillons dans notre analyse de la rentabilité d’une batterie photovoltaïque pour une entreprise.
En outre, une bonne flexibilité contractuelle ainsi que le choix adapté des clauses PPA permettent de limiter la transmission du risque de prix négatif au producteur.
Pour finir, il est recommandé de combiner plusieurs sources de revenus pour réduire la dépendance à un unique mécanisme. Les porteurs de projet peuvent opter pour un mix stratégique combinant :
- une part de vente directe sur le marché (merchant) ;
- une part sécurisée par un PPA ;
- un complément de rémunération correctement piloté sur les heures négatives ;
- une valorisation de la flexibilité, l’arrêté du 8 septembre 2025 permettant aux installations sous obligation d’achat comme sous complément de rémunération de participer aux services d’ajustement et de flexibilité sans que les clauses de leur contrat de soutien y fassent obstacle.
Que faut-il retenir des prix négatifs de l’électricité photovoltaïque ?
Le record de -498,65 €/MWh du 1er mai 2026 n’est pas un accident de marché isolé. En effet, c’est le symptôme d’un phénomène qui redéfinit entièrement le business plan des centrales solaires, porté par la multiplication des heures de prix négatifs ainsi que par la dégradation continue du capture price.
Face à cette réalité, le choix du modèle économique du projet devient déterminant, car chaque option induit un niveau d’exposition radicalement différent. À cela s’ajoute désormais une contrainte réglementaire : à partir de décembre 2026, puis de mars 2027, l’arrêt en période de prix négatifs ne sera plus une option pour les installations de plus de 1 MW sous contrat de soutien.
Face à cela, les développeurs, les producteurs et les investisseurs ne peuvent plus se contenter de savoir si les prix négatifs affectent la rentabilité de leur projet. En effet, l’enjeu est désormais de mesurer avec précision dans quelle proportion, et d’identifier la marge de manœuvre réellement disponible pour s’en prémunir.
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