Obligation d'achat photovoltaïque : que faire des kWh aux heures de prix négatifs

L'obligation d'achat photovoltaïque a longtemps tenu le producteur à l'écart des prix de marché : il vend sa production à un tarif fixé pour vingt ans, et ne voit pas les heures où le prix de gros passe sous zéro. Ces heures se multiplient pourtant — RTE en a compté 513 en 2025 — et les pouvoirs publics adaptent les contrats en conséquence. Cet article fait le point sur ce que prévoient les textes en vigueur fin octobre 2026, selon la taille de l'installation, et sur la place d'un stockage par batterie dans ce cadre.

Que se passe-t-il pour un contrat d'obligation d'achat quand le prix est négatif ?

Dans un contrat d'obligation d'achat, le producteur vend toute son électricité injectée, ou son surplus, à un acheteur obligé (EDF OA dans la plupart des cas), au tarif fixé par l'arrêté en vigueur lors de sa demande de contrat. L'acheteur obligé revend ensuite cette électricité sur le marché.

Quand le prix de marché est négatif, l'acheteur vend donc à perte. La CRE le décrit dans son avis du 29 avril 2026 : l'État compense l'écart entre le prix négatif et le tarif d'achat, par les charges de service public de l'énergie. Pour le producteur, le tarif du contrat reste versé : les heures négatives ne se lisent pas sur sa facture de vente.

C'est précisément ce coût pour la collectivité que les textes récents cherchent à réduire, de deux manières : en baissant le tarif des nouveaux contrats de petite puissance, et en permettant d'arrêter les grandes centrales pendant les heures négatives.

Qu'a changé l'arrêté du 1er juin 2026 pour les petites installations ?

L'arrêté tarifaire du 6 octobre 2021, dit « S21 », fixe les conditions d'achat de l'électricité des installations photovoltaïques sur bâtiment, hangar ou ombrière. Il a été modifié à de nombreuses reprises ; la dernière modification, l'arrêté du 1er juin 2026, a été publiée au Journal officiel le 4 juin 2026.

Le texte publié ne fait pas dépendre le versement du tarif du prix de marché. Le projet soumis à la CRE prévoyait de ne payer le surplus qu'aux heures de prix positif ou nul ; la CRE a recommandé un tarif fixe sur toutes les heures, au motif que la production des petites installations ne se mesure encore que très rarement en courbe de charge. Elle souhaite toutefois ce passage en courbe de charge dès que possible, pour que les petits producteurs reçoivent eux aussi le signal des prix.

La logique du nouveau tarif est claire : à 1,1 c€/kWh, le surplus injecté ne sert plus à financer l'installation. La CRE l'écrit dans son avis : ce niveau ne permet plus à une installation avec un très faible taux d'autoconsommation de trouver une rentabilité. La valeur d'une installation récente tient désormais à la part de sa production que le site consomme lui-même.

Et pour les grandes centrales sous obligation d'achat ?

Pour les centrales de forte puissance, la règle est différente. L'article 175 de la loi de finances pour 2025 permet aux cocontractants des contrats d'obligation d'achat de demander aux producteurs l'arrêt ou la limitation de leur production, quand cela réduit les charges de service public. Le producteur qui suit l'ordre est compensé pour la production non réalisée.

• L'arrêté du 22 décembre 2025 vise les centrales photovoltaïques de plus de 12 MWc, ainsi que les éoliennes de plus de 10 MW.
• Un projet d'arrêté modificatif, sur lequel la CRE a rendu son avis le 12 mars 2026, abaisse ce seuil à 10 MWc pour le photovoltaïque.
• L'article 185 de la loi de finances pour 2026 élargit le champ de la loi : la puissance des installations concernées peut descendre jusqu'à 1 MWc.

Une centrale arrêtée pendant un épisode de prix négatif est compensée, mais elle ne produit pas. Le seuil de 1 MWc ouvert par la loi étend la portée possible du mécanisme aux centrales de taille moyenne ; c'est un arrêté qui fixera, le cas échéant, le seuil applicable.

Où se place une batterie dans une installation sous obligation d'achat ?

L'arrêté S21 prévoit explicitement le stockage. Son article 6 impose, pour les installations équipées d'un dispositif de stockage, un dispositif technique garantissant que l'énergie stockée provient exclusivement de l'installation de production. La batterie se charge avec les panneaux, jamais avec le réseau. L'article 7 permet de déclarer l'existence ou non d'un stockage avant comme après la mise en service, par une demande de modification du contrat.

Concrètement, une batterie installée sur un site en autoconsommation avec vente du surplus joue trois rôles :

• Garder le surplus de midi pour le site. Les kilowattheures produits pendant que le site consomme peu sont stockés au lieu d'être injectés, puis consommés en fin de journée ou le lendemain matin.
• Réduire ce qui part sur le réseau au moment où il vaut le moins. Le surplus de milieu de journée coïncide avec les heures où les prix négatifs se concentrent ; RTE les situe surtout au printemps et en été, quand le solaire est abondant.
• Écrêter les pointes du site, quand l'appel de puissance dépasse la puissance souscrite : nous détaillons ce point dans notre article sur le dépassement de puissance souscrite.

Le cadre est différent pour une installation qui vend la totalité de sa production sous un contrat ancien : la batterie ne change pas le tarif perçu, et son intérêt dépend des clauses du contrat et du raccordement. C'est une étude au cas par cas, avant tout investissement.

Comment dimensionner le stockage d'une installation sous obligation d'achat ?

Le bon dimensionnement part des données du site, pas de la puissance des panneaux.

1. La courbe de production de l'installation, au pas de quinze minutes ou de l'heure, sur une année complète si elle existe.
2. La courbe de consommation du site, sur la même période : c'est elle qui dit quelle part du surplus peut être consommée plus tard.
3. Le surplus déplaçable : l'énergie produite en excès à midi que le site consomme réellement le soir ou le matin. C'est elle qui fixe l'énergie utile de la batterie.
4. La puissance de charge et de décharge, fixée par les pointes de production à absorber et les pointes de consommation à couvrir.
5. Le contrat et le raccordement : type de vente (surplus ou totalité), arrêté applicable, puissance de raccordement, et la condition de l'article 6 sur l'origine de l'énergie stockée.

Pour un site tertiaire, industriel ou agricole, les armoires VenturePro 250 (250 kWh, 125 kW) et la gamme modulaire Fusion 2 (de 261 kWh à 3,34 MWh avec une seule armoire de contrôle) couvrent la plupart des cas. Pour une centrale de plus forte puissance, la gamme DC800 se raccorde sur le bus 800 V, en sortie des onduleurs.

Le même raisonnement s'applique aux opérations collectives : notre article sur l'autoconsommation collective et le stockage explique la place d'une batterie dans une opération à plusieurs participants. Et pour les centrales qui vendent au prix de marché, notre article sur les prix négatifs et le photovoltaïque détaille le déplacement de la production vers les heures de pointe.

Par où commencer ?

Le point de départ est un diagnostic : courbes de production et de consommation, contrat d'achat, raccordement et place disponible. Nous comparons ensuite plusieurs tailles de batterie sur les données réelles du site, puis proposons une configuration et un schéma de raccordement conforme à l'arrêté applicable. L'installation, le dossier de raccordement et la maintenance sont assurés par notre installateur partenaire JR Énergie.