La Commission de régulation de l’énergie (CRE) propose de faire évoluer les règles de soutien aux grandes installations photovoltaïques afin d’encourager le développement de projets couplant production solaire et stockage. Ces ajustements, qui concernent les installations de plus de 100 kWc, s’inscrivent dans une réflexion plus large visant à optimiser l’efficacité des dépenses publiques et à mieux adapter le parc renouvelable aux besoins du système électrique. Ils ont été transmis à la mission Lévy-Tuot, actuellement chargée d’examiner ces enjeux.
Dans un contexte marqué par la multiplication des heures à prix négatifs et par une « cannibalisation » croissante du photovoltaïque, c’est-à-dire une baisse de la valeur de sa production liée à sa forte pénétration dans le mix, la CRE avait déjà formulé des premières recommandations en juillet 2025. Elle plaidait notamment pour une évolution du mécanisme de prime en cas de prix négatifs et pour un meilleur partage des risques entre l’État et les producteurs.
513 heures à prix négatifs en 2025
Depuis, ces phénomènes se sont accentués. En 2025, 513 heures de prix négatifs ont été recensées, contre 352 en 2024. Selon RTE, ces épisodes ont conduit à renoncer à 1,6 TWh de production solaire, soit près de 20 % du productible des installations sous complément de rémunération. Parallèlement, le prix capté par le photovoltaïque non piloté a été inférieur de 32 % à celui d’un profil en base sur les heures à prix positifs ou nuls. Des pertes aujourd’hui largement compensées par l’État, faisant peser un risque croissant sur les charges de service public de l’énergie (CSPE), d’autant que près de 10 GW supplémentaires devraient être mis en service d’ici 2029.
Pour la CRE, le développement des flexibilités, en particulier des batteries, constitue une réponse clé. Le stockage permettrait de lisser la production, de limiter la volatilité des prix et d’augmenter la valeur de l’électricité solaire en la déplaçant vers les périodes les plus rémunératrices. Une dynamique est déjà engagée, avec 1,5 GW de batteries installées fin 2025, tandis que des évolutions côté demande, comme l’introduction d’heures creuses méridiennes, devraient améliorer l’adéquation entre production et consommation.
Dans ce cadre, le régulateur propose d’expérimenter un nouveau modèle de contrat de soutien, spécifiquement conçu pour les projets « PV + stockage ». L’objectif est double, réduire l’exposition du budget public à la baisse de valeur du solaire tout en offrant aux producteurs des incitations plus adaptées.
Inciter les producteurs à stocker
Parmi les principales évolutions proposées figure la modification du prix de référence, qui ne serait plus pondéré par le profil de production photovoltaïque mais calculé comme une moyenne simple des prix de marché. Ce changement transférerait une partie du risque de prix vers les producteurs, les incitant à optimiser leur production, notamment via le stockage.
Concernant les périodes de prix négatifs, la CRE recommande de conditionner le versement de la prime pour prix négatifs à la non-injection de l’installation hybride sur le réseau, et non plus à la non-production de l’installation PV. Cela permettrait de laisser au producteur le choix pour charger sa batterie entre utiliser la production de son parc PV ou stopper sa production et soutirer de l’électricité du réseau selon des signaux économiques qui reflètent les besoins du système électrique (profondeur du prix négatif et part variable du TURPE).
Elle propose aussi de verser le complément de rémunération sur la production PV qui aura pu être déplacée en dehors des heures de prix négatifs. Cette évolution permettrait de rémunérer davantage les installations par le biais du CR que par le biais de la prime pour prix négatifs, en incitant à réduire la quantité d’électricité solaire qui sera écrêtée et en maximisant le soutien à une production d’électricité décarbonée « utile ».
Dans un premier temps, cette réforme serait testée de manière expérimentale dans les appels d’offres existants pour les grandes installations. Les projets photovoltaïques « isolés » et hybrides seraient mis en concurrence dans ce nouveau cadre, avec un ajustement limité des prix plafonds, de l’ordre de 10 €/MWh, afin de contenir le risque budgétaire.
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