Un arrêté publié discrètement au Journal officiel abaisse une règle technique qui va pourtant changer la vie de milliers de producteurs d’électricité verte en France. Jusqu’ici réservée aux grosses installations, l’obligation de coupure à distance en cas de prix négatifs va désormais concerner des fermes solaires et des parcs éoliens beaucoup plus modestes. Explications sur une mesure technique aux conséquences bien concrètes.
Un seuil divisé par dix en deux étapes
Le texte, daté du 20 juillet 2026 et publié au Journal officiel quelques jours plus tard, abaisse le seuil du dispositif de curtailment — l’arrêt à distance des installations renouvelables — de 10 mégawatts (MW) à 1 MW. Concrètement, les gestionnaires de réseau pourront couper automatiquement la production d’un nombre bien plus large d’installations solaires et éoliennes terrestres dès que les prix de l’électricité passent en territoire négatif sur le marché de gros.
La bascule se fera en deux temps pour laisser aux exploitants le temps d’adapter leurs équipements :
- Dès le 1er décembre 2026 : les installations photovoltaïques de plus de 5 MWc et les autres installations renouvelables de plus de 5 MW seront concernées.
- À partir du 1er mars 2027 : le dispositif s’étendra aux installations comprises entre 1 et 5 MW, incluant de nombreuses fermes solaires de taille intermédiaire et des ombrières de parking.
Pourquoi cette mesure maintenant ?
La décision s’explique par la multiplication des épisodes de prix négatifs sur le marché électrique français. Au premier semestre 2026, la France a enregistré 407 heures de prix négatifs, soit près de 10 % du temps — contre 513 heures sur toute l’année 2025 et seulement 147 heures en 2023. Ces épisodes surviennent lorsque la production d’électricité, notamment solaire en milieu de journée, dépasse largement la demande, obligeant parfois le réseau à payer pour écouler le surplus.
En abaissant le seuil de déclenchement, l’État cherche à limiter les coûts que ces prix négatifs font peser sur le système électrique, tout en évitant de saturer un réseau déjà sous tension aux heures de forte production renouvelable. Cette évolution rapproche surtout la France des pratiques déjà en vigueur chez plusieurs de ses voisins européens, où des seuils plus bas existent depuis plus longtemps.
Ce que ça change pour les producteurs
Pour les exploitants de fermes solaires ou de parcs éoliens de taille moyenne, la nouvelle règle implique d’investir dans des systèmes de pilotage et de communication à distance compatibles avec les exigences du gestionnaire de réseau. Les installations bénéficiant d’un contrat public (obligation d’achat ou complément de rémunération) sont les premières concernées.
Du côté économique, les périodes de coupure ne sont pas nécessairement synonymes de perte sèche pour tous les producteurs : le mécanisme de complément de rémunération prévoit des compensations dans certains cas. Mais la multiplication des arrêts, même compensés, oblige les exploitants à revoir leurs modèles de rentabilité, notamment pour les projets encore à l’étude.
Questions fréquentes
Qu’est-ce qu’un prix négatif de l’électricité ?
Un prix négatif survient quand l’offre d’électricité dépasse fortement la demande sur le marché de gros, généralement en milieu de journée lors de fortes productions solaire et éolienne combinées à une demande faible. Les producteurs doivent alors parfois payer pour injecter leur électricité sur le réseau plutôt que d’être rémunérés.
Toutes les installations solaires sont-elles concernées par ce nouveau seuil ?
Non. Seules les installations photovoltaïques et éoliennes terrestres bénéficiant d’un contrat public de soutien (obligation d’achat ou complément de rémunération) et dépassant les seuils de puissance fixés par le calendrier sont visées par l’obligation de coupure à distance.
Cette mesure va-t-elle ralentir le développement des énergies renouvelables en France ?
Rien ne l’indique à ce stade : la mesure vise avant tout à mieux piloter le réseau électrique face à la multiplication des prix négatifs, un phénomène directement lié à la croissance rapide du parc renouvelable. Elle s’accompagne de mécanismes de compensation pour limiter l’impact économique sur les exploitants.
Cette évolution réglementaire illustre un défi plus large : à mesure que le parc solaire et éolien français grandit, le pilotage fin du réseau électrique devient un enjeu aussi important que la construction de nouvelles capacités. Pour en savoir plus sur les enjeux liés à la transition énergétique, consultez notre rubrique Ecologie et Climat, ou sur les implications économiques pour les investisseurs, notre rubrique Finance – Argent et Placement. Les systèmes de pilotage à distance qui rendent cette mesure possible relèvent quant à eux des technologies présentées dans notre rubrique Numérique – High Tech.
Sources
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Cet article a été rédigé avec l’aide d’une intelligence artificielle. Politique éditoriale
