Nouvel épisode dans le grand paradoxe énergétique français.
Un arrêté publié discrètement au Journal officiel le 24 juillet 2026 vient d’abaisser le seuil du mécanisme de curtailment (qu’on pourrait traduire en français par « écrêtement », l’arrêt à distance des installations solaires et éoliennes) de 10 MW à 1 MW.
Cela signifie pour le profane que dès le 1er décembre 2026, un très grand nombre de fermes solaires, d’ombrières de parking et de parcs éoliens terrestres devront être capables de se débrancher automatiquement du réseau électrique dès que les prix passent en négatif. Une conséquence directe de l’explosion du phénomène des prix négatifs, qui touche désormais la France près d’une heure sur dix.
Décryptage d’un dossier technique méconnu mais aux enjeux industriels et financiers colossaux.
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Les prix négatifs, la nouvelle plaie du système électrique français
Petit retour aux fondamentaux avant d’entrer dans le vif du sujet. Un prix négatif de l’électricité, c’est quand la production disponible dépasse tellement la demande instantanée que les producteurs doivent payer pour qu’on prenne leur électricité.
Un phénomène complètement contre-intuitif pour un lecteur normal, mais pourtant bien réel sur le marché européen de gros de l’électricité EPEX Spot depuis quelques années. On en rencontre principalement au printemps et en été, en milieu de journée (entre 12h et 16h), pendant les week-ends et jours fériés, quand le solaire tourne à plein régime alors que les usines et les bureaux sont fermés.
En France, le phénomène a explosé de manière vertigineuse en cinq ans. Voici la chronologie :
| Année | Heures cumulées de prix négatifs ou nuls | Part du temps | Contexte et records |
|---|---|---|---|
| 2020 | 102 heures | 1,2 % | Effet Covid, baisse historique de consommation |
| 2023 | 147 heures | 1,7 % | Reprise progressive après crise énergétique 2022 |
| 2024 | 352 heures | 4,0 % | Redémarrage du parc nucléaire et boom solaire |
| 2025 | 513 heures | 5,8 % | Nouveau record annuel absolu |
| 1er semestre 2026 | 408 heures | 9,3 % | Prix record -498,65 €/MWh le 1er mai 2026 à 13h30 |
| Avril 2026 | n/a | n/a | EPEX Spot abaisse le plancher réglementaire de -500 €/MWh à -600 €/MWh |
À ce rythme, l’année 2026 devrait dépasser les 700, voire 800 heures cumulées. Une accélération vertigineuse qui reflète le succès industriel du solaire français (33 GW installés fin mars 2026), la reprise du parc nucléaire après la crise de corrosion de 2022-2023, la stagnation de la consommation intérieure (hivers doux, sobriété), et l’absence encore criante de capacités de stockage massif capables d’absorber les surplus.
Comment marche concrètement le mécanisme de curtailment ?
Le curtailment consiste à arrêter à distance la production d’une centrale solaire ou éolienne quand le réseau n’a plus besoin d’électricité. Le principe technique retenu par la France pour le solaire et l’éolien est binaire : soit le parc tourne à pleine capacité, soit il est complètement arrêté. Pas de modulation intermédiaire, contrairement aux réacteurs nucléaires modernes qui peuvent réduire leur puissance à 50 % ou 30 % selon les besoins.
L’ordre d’arrêt est envoyé par EDF Obligation d’Achat, la filiale d’EDF qui gère les contrats de rachat d’électricité renouvelable sous soutien public (tarifs garantis et compléments de rémunération). Concrètement, quand les prix spot passent en territoire négatif, EDF OA envoie un signal binaire à chaque installation concernée pour la mettre à l’arrêt le temps de la période problématique. Chaque parc concerné devra désormais être équipé d’un système de télécommunication et de télégestion capable de recevoir ces ordres et de les exécuter automatiquement.
Coût pour les producteurs : entre quelques milliers et plusieurs dizaines de milliers d’euros par installation selon la taille, à leur charge.
Point crucial pour les producteurs : la compensation financière est maintenue. Autrement dit, un exploitant qui reçoit l’ordre d’arrêter sa production continue de percevoir le tarif garanti prévu par son contrat, comme si l’électricité avait été produite normalement. Une nuance qui a son importance. Ce n’est pas le producteur qui perd de l’argent avec le nouveau mécanisme, c’est le contribuable français qui économise. Concrètement, quand un parc solaire produit à prix négatif tout en encaissant son tarif garanti (par exemple 90 €/MWh sur un ancien contrat), la Contribution au Service Public de l’Électricité (CSPE, prélevée sur nos factures d’électricité pour un montant total de 12,94 milliards d’euros en 2026 selon la CRE) doit couvrir la différence intégrale entre les deux. L’arrêter pendant ces heures évite ce double coût. Dans sa délibération du 15 juillet 2026, la Commission de régulation de l’énergie a chiffré à 100 millions d’euros par an les économies attendues pour le budget de l’État grâce à l’extension du dispositif aux installations de plus de 1 MW.
Le calendrier officiel est le suivant :
- Phase 1 dès le 1er décembre 2026 : le mécanisme s’appliquera aux installations photovoltaïques et éoliennes terrestres de plus de 5 mégawatts sous soutien public
- Phase 2 à partir du 1er mars 2027 : extension aux installations entre 1 et 5 mégawatts. Sont concernées les fermes solaires au sol, les toitures industrielles, les grandes ombrières de parking, les hangars agricoles couverts en photovoltaïque et les parcs éoliens terrestres.
Un phénomène européen qui a pris tout le monde de vitesse
Les prix négatifs ne concernent pas que l’Hexagone, loin de là. Sur l’ensemble de l’année 2025, l’Allemagne a enregistré 539 heures de prix négatifs, la France 509 heures, les Pays-Bas 584 heures. Au premier semestre 2026, l’Espagne truste largement le triste podium européen avec 596 heures cumulées (contre seulement 48 heures un an plus tôt), le Portugal suit avec 462 heures, la France 370 selon Montel Analytics.
Chaque pays gère la situation à sa façon. L’Allemagne a mis en place un mécanisme dit Einspeisemanagement depuis plusieurs années, avec une compensation partielle des producteurs. L’Espagne parle de restricciones técnicas et compensé beaucoup moins généreusement. Les Pays-Bas ont opté dès 2024 pour un seuil très bas de 300 kW. Autant dire que la France, avec son abaissement à 1 MW en deux temps, se met simplement au niveau de ses voisins européens, après avoir traîné plus longtemps que la moyenne. Sur l’ensemble de l’Europe, les coûts sont considérables : selon l’analyse de Beyond Fossil Fuels, l’Allemagne a curtailé jusqu’à 3,3 milliards d’euros d’électricité renouvelable en 2024 (environ 2,8 milliards de dollars), l’Espagne 2,5 milliards d’euros.
Autant d’énergie propre perdue, qu’aucun système de stockage n’a permis de récupérer.
Le stockage, la vraie solution qui manque encore à l’appel
Reste le vrai enjeu de fond que ce mécanisme d’urgence ne résoudra pas. Débrancher des installations solaires ou éoliennes en pleine production, c’est du gâchis pur et simple d’énergie propre. La vraie solution structurelle porte un nom : le stockage stationnaire massif. Batteries lithium fer phosphate de nouvelle génération, batteries sodium-ion (comme celles que Tiamat développe à Amiens ou que Saft prépare avec Mana Battery), stockage longue durée (LDES) que HiTHIUM inaugure à Heze en Chine, stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) hydrauliques : les technologies existent, mais leur déploiement en France reste très en retard sur les besoins réels.
En 2024, l’Union européenne a installé 27,1 gigawattheures de nouvelles batteries stationnaires, un record historique. La France reste à la traîne avec moins de 5 gigawattheures installés fin 2025, contre plus de 15 GWh en Allemagne. TotalEnergies via ses filiales Saft et Kyon Energy vise 5 à 7 GW de capacité de stockage installée d’ici 2030, principalement à l’étranger. Verkor à Dunkerque et ACC dans les Hauts-de-France produisent des cellules LFP compatibles avec le stockage, mais l’essentiel de leur production est destinée aux véhicules électriques. Bref, la France a pris beaucoup de retard sur cette brique, et il faudra encore plusieurs années avant que le stockage ne devienne une alternative crédible au curtailment.
En attendant, le mécanisme d’arrêt à distance va s’étendre. Rendez-vous très probablement en 2028 ou 2029 pour un abaissement du seuil à 500 kilowatts, voire 250 kilowatts.
À plus long terme, on peut imaginer que le système s’étende aux installations de particuliers, sur les toits pavillonnaires. Un scénario qui semble encore lointain aujourd’hui, mais qui deviendra sans doute inévitable au rythme actuel de progression du parc renouvelable et de saturation du réseau.
En attendant, une chose est certaine : chaque nouveau printemps ensoleillé rappellera un peu plus à l’État français qu’il faut d’urgence financer les batteries, faute de quoi il continuera à débrancher méthodiquement les fermes solaires et éoliennes qu’il a lui-même subventionnées pour installer.
Sources principale :
- Commission de régulation de l’énergie (CRE), Délibération n°2026-149 du 15 juillet 2026 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie à compenser en 2026 et à la réévaluation des charges à compenser en 2025
https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Deliberations/2026/260715_2026-149_CSPE_2026-2027.pdf
Estimation officielle des économies attendues du mécanisme d’écrêtement (100 M€/an), projection CSPE 2026-2027, surcoût unitaire du soutien aux ENR (91,9 €/MWh en 2025, 89,4 €/MWh en 2026). - Journal officiel de la République française, Arrêté du 20 juillet 2026 modifiant l’arrêté du 22 décembre 2025 (JO du 24 juillet 2026)
https://www.legifrance.gouv.fr
Texte officiel de l’arrêté abaissant le seuil de 10 MW à 1 MW en deux étapes (décembre 2026 puis mars 2027), pris en application des articles 175 de la loi de finances 2025 et 185 de la loi de finances 2026. - L’Écho du Solaire, Prix négatifs : le seuil d’arrêt de production divisé par dix et ramené à 1 MW (juillet 2026)
https://www.lechodusolaire.fr/prix-negatifs-le-seuil-darret-de-production-divise-par-dix-et-ramene-a-1-mw /
Analyse détaillée des modifications réglementaires, calendrier des deux phases, positionnement CRE, contexte des lois de finances 2025 et 2026. - Selectra, La France bat son record d’électricité à prix négatif et ce n’est pas une bonne nouvelle (janvier 2026)
https://selectra.info/energie/actualites/marche/record-prix-negatif-electricite-france-mauvaise-nouvelle
Contexte pédagogique sur le mécanisme d’obligation d’achat, tarifs garantis sur 20 ans, position CRE sur la « perte économique pour la collectivité ».
Image mise en avant : Parc éolien de Sainte-Valière – crédit : Enrevseluj (Creative Commons Attribution-Share Alike 4.0 International)
