En 2025, le réseau électrique français a enregistré 513 heures de prix négatifs sur le marché de gros — contre 352 en 2024 — et perdu 1,6 TWh de production solaire par cannibalisation : quand des milliers d’installations produisent simultanément au même moment, les prix s’effondrent et l’électricité produite ne vaut plus rien. Pour répondre à ce problème structurel, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) a publié le 19 mars 2026 ses propositions pour réformer le financement des grandes installations photovoltaïques. Au cœur du dispositif : inciter massivement au couplage solaire-stockage. Une lecture essentielle pour comprendre le futur du marché photovoltaïque français.
L’état des lieux : 30,4 GW installés et un problème de cannibalisation
La France a franchi un cap symbolique fin 2025. Selon le bilan électrique 2025 de RTE, la puissance solaire installée a atteint 30,4 GW fin 2025, avec un record annuel de +5,9 GW installés. La production photovoltaïque a atteint 32,9 TWh, soit 7,5 % de la consommation électrique nationale.
Ce succès révèle un problème structurel bien documenté : la cannibalisation du solaire. En 2025, le prix capté par le photovoltaïque non piloté était en moyenne 32 % inférieur à celui d’un profil de consommation stable. Les 1,6 TWh perdus lors des 513 heures de prix négatifs représentent une charge financière supportée par la contribution au service public de l’électricité (CSPE), financée par tous les consommateurs.
Le diagnostic de la CRE : seulement 22 projets avec stockage sur 1 470
Le bilan des appels d’offres de la période PPE2 (2021-2025) est édifiant : sur 1 470 projets sélectionnés, seulement 22 intégraient un système de stockage par batteries, soit 1,5 %. La raison est économique : le mécanisme actuel de « complément de rémunération » calcule son prix de référence en pondérant les prix selon le profil typique de production solaire. Les producteurs sont ainsi protégés des heures creuses même sans stocker, supprimant l’incitation financière à investir dans des batteries.
On ne compte que 1,5 GW de batteries raccordées au réseau fin 2025 en France — un début prometteur, mais très en deçà des besoins pour atteindre l’objectif PPE3 de 48 GW de solaire installés d’ici 2030 (18 GW supplémentaires en 5 ans).
Les 3 propositions phares de la CRE du 19 mars 2026
La publication de la CRE du 19 mars 2026 formule trois recommandations interconnectées :
1. Changer le prix de référence pour transférer le risque économique
La CRE propose de remplacer le prix de référence actuellement pondéré par le profil solaire par une moyenne simple des prix horaires du marché (prix « M0 non pondéré »). Les producteurs toucheraient moins quand les prix sont bas, même si leur centrale tourne à plein, et davantage quand ils optimisent leur production. Ce mécanisme transfère une partie du risque économique vers les opérateurs, les incitant à investir dans le stockage.
2. Valoriser le stockage plutôt que l’effacement lors des prix négatifs
Actuellement, les producteurs reçoivent une compensation lors des prix négatifs s’ils arrêtent d’injecter. La CRE propose que cette prime soit versée si le producteur n’injecte pas sur le réseau — lui permettant de continuer à produire pour charger ses batteries. Ce changement subtil mais décisif donne une réelle valeur économique à l’acte de stocker plutôt que d’effacer.
3. Rémunérer la production décalée hors des heures creuses
Le complément de rémunération serait versé sur la production effectivement injectée en dehors des heures à prix négatifs. Un producteur qui stocke à midi et revend à 19h serait rémunéré sur cette production « utile ». Pour rendre ces règles économiquement viables, la CRE propose d’augmenter les prix plafonds des appels d’offres d’environ 10 €/MWh pour couvrir le surcoût du stockage.
Comparatif des mécanismes : avant et après la réforme proposée
| Mécanisme | Système actuel | Réforme CRE proposée |
|---|---|---|
| Prix de référence | Pondéré par profil solaire (protège des heures creuses) | Moyenne simple des prix horaires (transfère le risque) |
| Prime heures négatives | Versée si arrêt de production | Versée si non-injection (permet de stocker) |
| Rémunération stockage | Aucune incitation spécifique | Prime sur production décalée hors heures creuses |
| Prix plafonds AO | Niveau actuel | +10 €/MWh pour couvrir le stockage |
Le nouveau critère de résilience dès juillet 2026 : moins de dépendance à la Chine
À partir du 1er juillet 2026, les appels d’offres photovoltaïques intègrent un critère de résilience obligatoire. Une part des composants essentiels (modules, puis cellules à partir de 2028) devra provenir de sources d’approvisionnement diversifiées. La Chine représentant actuellement plus de 80 % des approvisionnements mondiaux en composants PV, l’objectif est de réduire cette dépendance structurelle. Ces critères représentent jusqu’à 15 % de la note finale dans les appels d’offres, dans le cadre du Net Zero Industry Act (NZIA) européen.
Le calendrier des appels d’offres 2026-2030
Le gouvernement a annoncé début avril 2026 le lancement de 12 GW d’appels d’offres toutes technologies renouvelables confondues. Pour le photovoltaïque spécifiquement, un appel d’offres pour centrales au sol de 925 MWc est prévu pour juillet 2026 — premier à intégrer le critère de résilience. Avec 30 GW installés fin 2025 et un objectif de 48 GW en 2030, la France devra raccorder 18 GW en cinq ans (3,5 à 4 GW/an), un rythme inédit qui nécessite une accélération des raccordements réseau.
Ce que cela signifie pour les porteurs de projets et les particuliers
Les propositions de la CRE marquent un changement de paradigme : les projets valorisés seront désormais ceux qui produisent de l’électricité au bon moment. Pour les développeurs, la hausse des prix plafonds (+10 €/MWh) est une reconnaissance que le stockage a un coût réel et peut être intégré dans le soutien public.
Pour les particuliers et PME en autoconsommation solaire, ce changement ne s’applique pas directement (il concerne les grandes installations en appels d’offres). Mais il reflète la direction générale de la filière : vers plus d’intelligence, de flexibilité et d’autonomie vis-à-vis des importations — logique que l’on retrouve aussi lors du dimensionnement d’une installation photovoltaïque et du choix de coupler ou non des batteries de stockage.
Qu’est-ce que la « cannibalisation » du solaire et pourquoi est-ce un problème ?
La cannibalisation désigne la chute des prix de l’électricité sur le marché de gros lors des pics de production solaire simultanés (milieu de journée, beau temps). En 2025, la France a connu 513 heures de prix négatifs, entraînant 1,6 TWh de production perdue. Ces pertes sont compensées via la CSPE payée par tous les consommateurs. Le stockage par batteries permet de décaler cette énergie vers les heures de forte demande, transformant un problème en atout.
Quels sont les objectifs solaires de la PPE3 ?
La Programmation Pluriannuelle de l’Énergie 2026-2035 fixe 48 GW de puissance solaire installée d’ici 2030 (contre 30,4 GW fin 2025) et 55 à 80 GW en 2035. Cela nécessite 3,5 à 4 GW d’installations supplémentaires chaque année pendant 5 ans — un rythme record impliquant une accélération des procédures de raccordement et d’autorisation.
Le critère de résilience s’applique-t-il aux particuliers ?
Non. Il concerne uniquement les projets participant aux appels d’offres CRE (grandes installations à partir de plusieurs centaines de kilowatts-crête). Les particuliers en autoconsommation choisissent librement leurs panneaux solaires, quel que soit leur pays de fabrication. Le critère vise à réduire la dépendance industrielle de la France vis-à-vis des fabricants chinois de composants photovoltaïques.
Ces données sur les prix négatifs ont directement alimenté les travaux de la mission gouvernementale : le rapport Lévy-Tuot sur le soutien aux ENR, remis le 9 avril 2026, en fait l’un des enjeux centraux de sa réforme du M0 (prix de référence de marché), qui éliminerait les heures à prix négatif du calcul de compensation.
