Depuis le 12 mars 2025, la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE) a étendu son dispositif de gestion des prix négatifs : les installations photovoltaïques de plus de 10 MWc (au lieu de 12 MWc) sont désormais concernées par l'obligation d'arrêt ou de limitation de production. Cette modification technique mobilise 2,3 GWc de capacité d'effacement supplémentaire — et redéfinit les règles du jeu pour les entreprises B2B disposant de centrales solaires en contrat d'obligation d'achat.
Contexte : que dit exactement la délibération CRE ?
La délibération de la CRE du 12 mars 2025 ajuste le mécanisme de gestion des prix négatifs sur le marché de l'électricité. Concrètement, lorsque les prix spot (marché EPEX SPOT) deviennent négatifs — situation de plus en plus fréquente avec la production solaire massive en milieu de journée —, les producteurs photovoltaïques sous obligation d'achat doivent désormais limiter ou interrompre leur injection si leur installation dépasse 10 MWc de puissance installée.
Auparavant, ce seuil était fixé à 12 MWc. Cette baisse de 2 MWc élargit le périmètre d'environ 2,3 GWc de capacité photovoltaïque supplémentaire, principalement des ombrières de parking, toitures industrielles et centrales au sol de taille intermédiaire.
Rappel du mécanisme : Lorsque le prix spot devient négatif (le marché paie pour absorber l'électricité), EDF OA (Obligation d'Achat) ou les agrégateurs peuvent demander l'arrêt temporaire de l'injection. L'objectif : éviter que le système ne rémunère des producteurs pour injecter de l'électricité que personne ne consomme, tout en stabilisant le réseau.
Décryptage : pourquoi ce changement est stratégique
Les prix négatifs ne sont plus un accident de marché. En 2024, le marché français a enregistré plus de 180 heures à prix négatifs, principalement entre 11h et 15h lors des week-ends ensoleillés. Avec 18 GWc de solaire installés en France fin 2024 (objectif : 35 GWc en 2028), ces épisodes vont se multiplier.
Le passage de 12 à 10 MWc permet à la CRE de :
- →Mobiliser plus de flexibilité : 2,3 GWc supplémentaires représentent environ 10% du parc PV obligé d'acheter, soit un levier non négligeable pour absorber les surplus.
- →Anticiper la saturation du réseau : À l'horizon 2028-2030, les épisodes de surproduction solaire seront quotidiens en été. La CRE teste progressivement les mécanismes avant généralisation.
- →Harmoniser avec l'Europe : L'Allemagne et l'Espagne pratiquent déjà des seuils similaires (voire inférieurs) pour l'effacement solaire obligatoire.
Ce qui change fondamentalement : les installations de 10 à 12 MWc passent du statut 'price taker' (toujours rémunérées) au statut 'dispatchable' (pilotables selon les conditions de marché).
Impact concret pour votre entreprise
🏭 Industrie avec centrale 10-12 MWc
Obligation d'achat S21 (tarif 2021)
-3% à -8%
de revenus annuels selon fréquence des arrêts (estimation 20-50h/an à prix négatifs)
☀️ Développeur parc solaire 11 MWc
Complément de rémunération CRE4
Risque financier
Sur modèle économique : perte de la garantie de prix fixe en période d'excédent, révision du TRI projet
Cas pratique : Une usine agroalimentaire dispose d'une centrale solaire en toiture de 10,5 MWc, sous contrat OA à 110 €/MWh. En 2024, elle aurait subi environ 35 heures d'arrêt (prix négatifs dimanche midi). Perte estimée : 10,5 MW × 35h × 110 €/MWh = 40 425 €/an de manque à gagner, soit environ 5% du chiffre d'affaires électricité de l'installation.
À noter : ces heures ne sont pas 'perdues' au sens comptable — elles ne sont simplement pas rémunérées. Mais pour une installation dimensionnée sur un business plan à 1 500 heures de production annuelle, cela dégrade le TRI de 0,3 à 0,5 point.
Les opportunités à saisir
Ce nouveau cadre réglementaire ouvre aussi des perspectives de valorisation :
1. Valorisation de la flexibilité via agrégateur
Les installations 10-12 MWc peuvent contractualiser avec un agrégateur certifié pour valoriser leurs effacements sur le mécanisme de capacité ou les services système RTE (réserves rapides). Valorisation potentielle : 5 000 à 15 000 €/MW/an selon qualité de réactivité.
2. Couplage avec stockage batterie
Installer un système de stockage (1-2 MWh) permet de stocker l'électricité lors des prix négatifs et de la réinjecter en soirée (prix positifs élevés). Arbitrage possible : acheter à -50 €/MWh, revendre à +150 €/MWh. Rentabilité projet batterie améliorée de 20-30%.
3. Hydrogène vert ou électrolyse
Pour les sites industriels, transformer le surplus en hydrogène lors des périodes de prix négatifs devient économiquement viable. Coût de production H2 : 3-4 €/kg vs 6-8 €/kg sur réseau classique.
Nos recommandations
📅 Actions immédiates (avant fin avril 2025)
- ✓Vérifier votre contrat OA : Si votre installation fait entre 10 et 12 MWc, consultez les clauses d'arrêt/indemnisation avec EDF OA ou votre acheteur obligé.
- ✓Auditer la télégestion : Assurez-vous que votre installation dispose d'un système de pilotage à distance conforme aux exigences CRE (coupure en <15 min).
- ✓Estimer l'impact financier : Modélisez le manque à gagner sur les 12 derniers mois (historique prix EPEX). Nous vous accompagnons gratuitement sur cette analyse.
🔮 Actions à 6 mois (d'ici septembre 2025)
- →Étudier la valorisation flexibilité : Comparer les offres d'agrégateurs (mécanisme de capacité, réserves RTE). Potentiel : 50 à 150 k€/an sur une installation 10 MWc.
- →Business case stockage : Simuler la rentabilité d'une batterie 1-2 MWh couplée à votre parc PV. Subventions disponibles : jusqu'à 30% d'aides régionales + CEE.
- →Veille réglementaire : La CRE pourrait abaisser encore le seuil (5 MWc annoncé pour 2026). Anticiper les évolutions de votre contrat.
⚠️ Point de vigilance : Les installations mises en service avant 2020 disposent parfois de clauses de garantie de revenus. Vérifiez avec votre avocat énergéticien si l'application rétroactive de cette mesure peut donner lieu à compensation.
📌 À retenir
- →Le seuil d'obligation d'effacement passe de 12 à 10 MWc depuis le 12 mars 2025, mobilisant 2,3 GWc de capacité photovoltaïque supplémentaire.
- →Les installations 10-12 MWc perdent leur garantie de rémunération lors des épisodes de prix négatifs (20 à 50h/an attendues), avec un impact de -3% à -8% sur les revenus annuels.
- →Des opportunités de valorisation existent : agrégation (5-15 k€/MW/an), stockage batterie (arbitrage -50/+150 €/MWh), production hydrogène vert à coût réduit.
- →Action urgente : vérifier la conformité télégestion, auditer les contrats OA, modéliser l'impact financier avec données 2024.
- →Tendance de fond : ce seuil devrait continuer à baisser (5 MWc envisagé dès 2026) — anticiper dès maintenant le modèle économique post-prix garanti.
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