La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a publié le 19 mars 2026 une note qui redistribue les cartes du soutien public aux grandes centrales photovoltaïques françaises. Le constat qui la motive est implacable : 513 heures de prix négatifs en 2025, 1,6 TWh d’électricité solaire effacée à la charge du contribuable, et seulement 22 projets hybrides sur 1 470 retenus aux derniers appels d’offres. La réponse du régulateur est claire : sans batterie intégrée, les grandes installations solaires verront leurs aides publiques diminuer mécaniquement. C’est la fin d’une époque où l’État garantissait les revenus quelles que soient les conditions du marché.
513 heures de prix négatifs : le solaire victime de son propre succès
Le paradoxe du photovoltaïque français est désormais documenté avec précision. Selon le Bilan électrique 2025 de RTE, la France a enregistré 513 heures à prix négatifs en 2025, contre 352 en 2024 et 147 en 2023. Cette progression de +46 % en un an révèle une dynamique structurelle : plus le parc solaire grossit, plus les heures de surplus mid-day se multiplient, et plus les prix s’effondrent précisément aux moments où les panneaux produisent le plus.
Ce phénomène, connu sous le nom de « cannibalisation », se traduit par une dégradation continue du prix capté par la production photovoltaïque. D’après la note officielle de la CRE du 19 mars 2026, la production PV non pilotée a capté en 2025 un prix inférieur de 32 % à celui d’un profil de base. L’État, via le mécanisme de complément de rémunération, comble cet écart à hauteur de 2,9 milliards d’euros de CSPE affectés au seul photovoltaïque en 2025.
Les chiffres d’écrêtement — c’est-à-dire l’électricité solaire produite mais non injectée sur le réseau car indésirable — atteignent désormais 1,6 TWh pour l’année 2025, représentant environ 20 % du productible total des centrales sous contrat de soutien CRE. Cette énergie est doublement perdue : ni produite, ni vendue, mais dont les coûts de garantie restent à la charge de la collectivité. Avec 10 GW supplémentaires déjà engagés dans les tuyaux, la trajectoire est insoutenable en l’état.
La réforme en trois mesures : comment la CRE veut forcer l’hybridation
La CRE ne propose pas d’obligation légale explicite d’équipement en batterie. Elle fait plus subtil : elle modifie les règles économiques pour rendre la batterie incontournable sans la rendre obligatoire. Trois mesures structurantes sont avancées dans la note officielle.
Première mesure : un nouveau calcul du prix de référence marché (M0). Actuellement, le M0 est calculé comme une moyenne pondérée par le profil horaire de production photovoltaïque — il intègre donc automatiquement les heures de prix faibles ou négatifs qui coïncident avec la production solaire. La CRE propose de le remplacer par une moyenne simple des prix de marché, non pondérée. Conséquence directe : le producteur sans batterie verra son complément de rémunération diminuer de manière importante, car l’État ne compensera plus la décote liée au profil diurne. En revanche, un producteur avec batterie pourra décaler sa production vers les heures de prix élevés et ainsi réduire — voire effacer — cet écart.
Deuxième mesure : une prime pour prix négatifs conditionnée à la non-injection (et non plus à la non-production). Aujourd’hui, lorsque les prix passent sous zéro pendant plus de 15 heures par an, une prime compensatoire est versée aux producteurs qui arrêtent leurs machines. La réforme propose de conditionner cette prime à la non-injection sur le réseau. Un producteur équipé d’une batterie peut alors continuer à produire pendant les périodes négatives pour stocker l’énergie, sans perdre sa prime — car il n’injecte pas sur le réseau. La prime ne s’activerait en outre qu’au-delà des deux premières heures quotidiennes de prix négatifs, réduisant l’exposition budgétaire de l’État.
Troisième mesure : un complément de rémunération ciblé sur la production déplacée. Dans le nouveau cadre, le complément serait versé sur la production PV effectivement restituée au-delà des heures de prix négatifs, grâce à la batterie. Plus le système de stockage est efficace pour décaler l’injection, plus le producteur capte un prix favorable. Ce mécanisme crée une incitation directe, proportionnelle à la performance du stockage.
La CRE reconnaît la nécessité d’ajuster les prix plafonds des appels d’offres de l’ordre de 10 €/MWh pour intégrer le surcoût des batteries. Elle préconise une phase expérimentale sur les prochaines périodes d’appels d’offres pour les installations de plus de 100 kWc, avec évaluations régulières avant généralisation.
Ce qui change concrètement pour les développeurs et la filière
Pour les porteurs de projets photovoltaïques de grande taille, les implications sont immédiates. Sans batterie, un projet soumis aux nouvelles règles M0 supportera une perte structurelle de 32 % sur son prix capté par rapport à un profil de base — une dégradation de la rentabilité qui rend beaucoup de projets marginaux non finançables. Le bilan des derniers appels d’offres PPE2 illustre l’ampleur du retard : selon le rapport de la CRE, seuls 22 projets hybrides ont été retenus sur 1 470, soit un ratio de 1,5 %.
La réaction de la filière est globalement positive. David Gréau, délégué général d’Enerplan, le syndicat professionnel du solaire, déclare que « la note fera date », indiquant que la demande d’intégration du stockage dans les appels d’offres était portée par les acteurs depuis plusieurs mois. Le secteur était conscient que le modèle « panneaux seuls » atteignait ses limites structurelles avec la croissance rapide du parc.
D’un point de vue macroéconomique, la dynamique du stockage en France est déjà engagée : 1,46 GW de batteries stationnaires étaient opérationnels fin 2025, avec plus de 7 GW disposant déjà de droits d’accès au réseau de transport et 15 GW en instruction totale. Au niveau résidentiel, 17 % des installations PV raccordées au quatrième trimestre 2025 incluaient une batterie, contre 2 % en 2024. La réforme réglementaire accompagne donc une tendance de fond déjà à l’œuvre, mais dont le rythme était jugé trop lent au regard de l’urgence budgétaire.
La France peut-elle rattraper son retard sur le stockage ?
La comparaison européenne est éclairante. Le Royaume-Uni dispose déjà de 4,7 GW de batteries stationnaires installées, et l’Allemagne a intégré le stockage dans ses mécanismes de soutien aux renouvelables bien avant la France. Le retard français tient pour l’essentiel à un cadre réglementaire qui, jusqu’à la note du 19 mars, ne créait pas d’incitation économique suffisante à l’hybridation des grandes centrales.
Le paradoxe souligné par la filière reste entier : la PPE 2026-2035, publiée en février 2026, ne fixe aucun objectif chiffré pour le déploiement du stockage stationnaire. Ce dossier a été renvoyé à la clause de revoyure de 2027. Dans l’intervalle, c’est la CRE qui tente de combler ce vide en agissant sur les mécanismes de soutien. La cohérence de la politique énergétique française sur le stockage reste donc à construire.
Pour les particuliers, la dynamique est différente et plus avancée : la combinaison panneaux solaires et batterie en autoconsommation représente déjà, en 2026, un choix économiquement rationnel. Avec un tarif de rachat du surplus à seulement 0,04 €/kWh et un tarif d’achat autour de 0,20 €/kWh, chaque kilowattheure stocké et autoconsommé vaut cinq fois plus qu’un kilowattheure vendu au réseau. Ce différentiel pousse naturellement vers l’autoconsommation maximale, une logique que la réforme des grands parcs tente de reproduire à l’échelle industrielle.
Au fond, la note de la CRE trace une trajectoire claire pour l’avenir du mix énergétique français : le solaire photovoltaïque ne peut continuer à croître au rythme actuel — 5 à 6 GW par an — sans que le stockage ne croisse en parallèle. L’ère du panneau seul est terminée. Celle du système énergétique intégré — production, stockage, pilotage — vient de commencer. Et la valeur de l’électricité, de plus en plus volatile selon l’heure, deviendra le signal central qui orientera tous les investissements énergétiques des prochaines années.
Ce dynamisme du secteur solaire se retrouve également dans le résidentiel collectif : l’autoconsommation collective en logement social compte désormais 1 625 opérations actives en France, avec des économies de 75 à 220 €/foyer/an et un nouveau seuil de puissance porté à 5 MW depuis 2025. Pour comprendre les évolutions fiscales impactant les opérateurs solaires, lisez notre analyse sur la décision du Conseil d’État sur l’accise des ACC.
En parallèle de ces décisions sur le stockage, la CRE a aussi publié les tarifs de rachat du T2 2026 : une baisse de 12 % sur les tarifs de vente totale et de 14 % sur les primes d’investissement pour les 9-100 kWc, confirmant le virage structurel vers l’autoconsommation.
