Publié au Journal officiel le 24 juillet 2026 en plein creux estival, l’arrêté du 20 juillet fait passer de 10 MW à 1 MW le seuil à partir duquel une centrale solaire ou un parc éolien sous soutien public doit pouvoir être arrêté à distance. Dix fois plus bas. Des centaines d’installations basculent d’un coup dans le périmètre du pilotage centralisé, avec un calendrier qui démarre le 1er décembre 2026.
Pourquoi l’État serre la vis maintenant
Parce que les prix négatifs ne sont plus une curiosité de marché. Ils sont devenus un régime de fonctionnement.
Le compteur français donne le vertige : 102 heures de prix négatifs ou nuls en 2020, 147 en 2023, 352 en 2024, 513 en 2025. Et 408 heures sur le seul premier semestre 2026, soit 9,3 % du temps. Près d’une heure sur dix. Le 1er mai à 13h30, le marché est descendu à -498,65 €/MWh, un plancher qui a poussé EPEX Spot à repousser dès avril sa limite réglementaire de -500 à -600 €/MWh.
La mécanique est connue. Milieu de journée, printemps ou été, week-end ou jour férié : le solaire tourne à pleine puissance pendant que les usines et les bureaux sont fermés. Avec 33 GW de photovoltaïque installés fin mars 2026, un parc nucléaire remis d’aplomb après la crise de corrosion de 2022-2023 et une consommation qui stagne, l’offre écrase la demande plusieurs heures par jour. Le stockage, lui, n’a pas encore la taille pour absorber ces surplus. Nous l’avions détaillé dans notre analyse sur les prix négatifs et le stockage.
Ce que dit précisément l’arrêté
Le dispositif vise les installations bénéficiant d’un contrat public, tarif d’achat garanti ou complément de rémunération. L’ordre d’arrêt transite par EDF Obligation d’Achat, la filiale qui gère ces contrats. Quand le prix spot plonge sous zéro, EDF OA envoie un signal à chaque installation concernée.
Le signal est binaire. Le parc tourne, ou il s’arrête complètement. Aucune modulation intermédiaire n’est prévue pour le solaire et l’éolien terrestre, contrairement aux réacteurs nucléaires qui savent descendre à 50 % ou 30 % de puissance. Le producteur doit accuser réception de la consigne et ajuster son programme d’appel en conséquence.
Le calendrier se fait en deux temps :
- 1er décembre 2026 : installations photovoltaïques de plus de 5 MWc et autres installations renouvelables de plus de 5 MW.
- 1er mars 2027 : extension à toute la tranche comprise entre 1 et 5 MW.
Ce décalage n’est pas cosmétique. Il laisse aux exploitants, aux acheteurs obligés et aux responsables d’équilibre le temps d’adapter leurs systèmes de télégestion, de télécommunication et de suivi. Autrement dit, de câbler la chaîne de commande.
La facture pour les producteurs
Chaque parc concerné devra être équipé d’un dispositif capable de recevoir et d’exécuter automatiquement l’ordre. Coût estimé : de quelques milliers à plusieurs dizaines de milliers d’euros par installation selon la taille, entièrement à la charge du producteur.
Mais le point qui change tout se trouve ailleurs. La compensation financière est maintenue. Un exploitant qui reçoit l’ordre de s’arrêter continue de percevoir le tarif prévu par son contrat, comme si l’électricité avait été produite. L’État paie donc pour de l’énergie non produite, ce qui neutralise l’incitation économique à investir dans une solution alternative.
C’est là que le texte montre sa limite. Un producteur qui installerait une batterie pour stocker ses surplus plutôt que de les jeter n’y gagnerait rien de plus que celui qui coupe. Sur le papier, l’écrêtement est un filet de sécurité. En pratique, il risque de devenir le réflexe par défaut.
Écrêter ou stocker : le vrai arbitrage
Couper un parc solaire à midi en mai, c’est détruire une énergie déjà produite par une infrastructure déjà payée. L’alternative existe : déplacer le surplus dans le temps.
Les batteries stationnaires qui se déploient en France font exactement cela, en achetant à prix négatif pour revendre au pic du soir. L’effacement industriel et l’électrolyse flexible peuvent absorber ces creux. Le vehicle-to-grid aussi, à condition que la flotte suive. La Chine vient d’ailleurs de passer à l’échelle sur ce terrain, avec 30 stations bidirectionnelles pilotes et un objectif de 5 000 d’ici 2027. Nous avons détaillé ces leviers dans notre dossier sur la flexibilité comme nouveau nerf du réseau.
L’écrêtement reste un outil de dernier recours légitime. Un gestionnaire de réseau doit pouvoir couper quand la sécurité du système l’exige, comme l’a rappelé la gestion de l’éclipse du 12 août. Le problème n’est pas l’outil, c’est son coût d’opportunité quand il devient routinier.
Un signal envoyé à toute la filière
Au-delà du seuil, l’arrêté acte un basculement. Jusqu’ici, le renouvelable sous contrat public produisait et le système s’adaptait. Désormais, il devra répondre à une consigne. Le solaire et l’éolien entrent dans le champ du pilotable, par obligation réglementaire plutôt que par choix technologique.
Reste une question que l’arrêté ne tranche pas : combien de temps la France paiera-t-elle des producteurs pour ne pas produire avant de financer, à la place, les capacités qui rendraient l’écrêtement inutile ? Le seuil passera peut-être un jour sous le mégawatt. Ce ne sera toujours pas une réponse.
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