18 AOÛT 2026
SOLAIRE : LA FRANCE CONSTRUIT-ELLE DES CENTRALES POUR LES ÉTEINDRE ?
Un arrêté du 20 juillet 2026, publié au Journal officiel le 24, ramène de 10 mégawatts à 1 le seuil à partir duquel une centrale solaire ou éolienne sous contrat public…
Un arrêté du 20 juillet 2026, publié au Journal officiel le 24, ramène de 10 mégawatts à 1 le seuil à partir duquel une centrale solaire ou éolienne sous contrat public peut se voir imposer l’arrêt de sa production. L’ordre vient de l’acheteur obligé, quand le prix de l’électricité passe sous zéro.
Le texte qu’il modifie datait du 22 décembre 2025 et n’avait été appliqué qu’au printemps. En sept mois, le champ de la mesure a donc été élargi d’un facteur dix. L’extension arrive par étapes : au 1er décembre 2026 pour les installations de plus de 5 mégawatts, au 1er mars 2027 pour celles comprises entre 1 et 5.
Une toiture industrielle, une ombrière de parking un peu vaste, une petite centrale au sol atteignent le mégawatt. Ces installations n’ont jamais été conçues pour s’arrêter.
Un pays qui raccorde 6,1 gigawatts de solaire en un an, et qui la même année organise l’extinction de ce qu’il vient de brancher, a changé quelque chose sans le dire.
Le texte qu’il modifie datait du 22 décembre 2025 et n’avait été appliqué qu’au printemps. En sept mois, le champ de la mesure a donc été élargi d’un facteur dix. L’extension arrive par étapes : au 1er décembre 2026 pour les installations de plus de 5 mégawatts, au 1er mars 2027 pour celles comprises entre 1 et 5.
Une toiture industrielle, une ombrière de parking un peu vaste, une petite centrale au sol atteignent le mégawatt. Ces installations n’ont jamais été conçues pour s’arrêter.
Un pays qui raccorde 6,1 gigawatts de solaire en un an, et qui la même année organise l’extinction de ce qu’il vient de brancher, a changé quelque chose sans le dire.
A PRIORI : un mégawatt qu’on éteint a-t-il été construit pour rien ?
La France a connu 407 heures de prix négatifs au premier semestre 2026. L’année 2025 entière en avait compté 513. Six mois ont suffi à rattraper les quatre cinquièmes…
La France a connu 407 heures de prix négatifs au premier semestre 2026. L’année 2025 entière en avait compté 513. Six mois ont suffi à rattraper les quatre cinquièmes d’une année record.
Le 1er mai, à 13 h 30, un mégawattheure s’est échangé à -498,7 euros. Payer pour livrer n’est plus un accident de marché. C’est devenu un après-midi de printemps ordinaire.
L’État en a tiré la conséquence, et elle est brutale. La France ne construit plus seulement du solaire pour produire : elle en construit désormais pour pouvoir l’arrêter. Parce qu’en sept mois, le seuil au-delà duquel une centrale sous contrat public peut être coupée d’autorité est passé de 10 mégawatts à 1.
Le pouvoir de couper existait pourtant déjà. L’article 175 de la loi de finances pour 2025 l’avait ouvert, mais il ne visait que les très grandes centrales. L’article 185 de la loi de finances pour 2026 a supprimé cette limite, et l’arrêté du 20 juillet l’a rendue opérante. Ce qui relevait de la grande installation descend maintenant au niveau du hangar agricole.
Le geste n’est pas anodin, parce qu’il change la nature de ce qu’on achète. Une centrale qu’on peut couper d’autorité n’est plus seulement un outil qui produit. Elle devient un outil qu’on paie aussi pour se taire. On a longtemps subventionné les renouvelables sur ce qu’elles produisaient. On commence à les indemniser sur ce qu’elles ne produiront pas.
Le marché et le règlement disent donc la même chose. Le pays a plus de courant qu’il n’en peut absorber aux heures où le soleil est haut, et il organise l’extinction plutôt que le stockage.
Un chiffre déciderait de tout, et c’est celui des volumes coupés. Si la modulation stagnait, l’arrêté ne serait qu’une précaution de juriste. Elle ne stagne pas : le volume coupé au premier semestre est passé de 1 térawattheure en 2024 à 2,5 cette année.
Le solaire y prend la plus grande part, et cela représente 6 % de ce qu’il aurait pu produire. Le reste a été vendu. L’arrêt demeure donc minoritaire en volume, et c’est précisément ce qui frappe : il est déjà organisé, indemnisé et calendaire alors qu’il ne porte encore que sur une fraction.
La pièce la plus dure tient d’ailleurs au calendrier. L’extension arrive en deux temps, au 1er décembre 2026 puis au 1er mars 2027.
Or la Commission de régulation de l’énergie, en approuvant cet étalement, avait demandé qu’un bilan de l’efficacité de la mesure soit conduit avant la fin de 2026. La première vague tombera donc avant le bilan. On élargit une règle avant de savoir ce qu’elle produit.
L’image juste n’est pas celle du gaspillage, mais celle d’une vanne. Une conduite a été posée pendant quinze ans sans qu’on se demande ce qui arriverait si elle débordait, et le robinet se visse aujourd’hui sur une canalisation déjà pleine. Le robinet est utile. Il ne remplace pas le réservoir que personne n’a creusé.
La règle ne dit rien du plafond, et cet édito ne prétend pas le fixer. Elle organise l’arrêt sans nommer aucune limite. Rien n’indique à partir de quel gigawatt supplémentaire un pays cesse d’ajouter des panneaux dont il sait déjà qu’il les éteindra.
Un mégawatt qu’on éteint n’a pas été construit pour rien. Il a été construit pour un système qui n’existe pas encore, et la question n’est plus de savoir ce qu’on éteint : elle est de savoir combien de temps un pays paie cette avance.
Le 1er mai, à 13 h 30, un mégawattheure s’est échangé à -498,7 euros. Payer pour livrer n’est plus un accident de marché. C’est devenu un après-midi de printemps ordinaire.
L’État en a tiré la conséquence, et elle est brutale. La France ne construit plus seulement du solaire pour produire : elle en construit désormais pour pouvoir l’arrêter. Parce qu’en sept mois, le seuil au-delà duquel une centrale sous contrat public peut être coupée d’autorité est passé de 10 mégawatts à 1.
Le pouvoir de couper existait pourtant déjà. L’article 175 de la loi de finances pour 2025 l’avait ouvert, mais il ne visait que les très grandes centrales. L’article 185 de la loi de finances pour 2026 a supprimé cette limite, et l’arrêté du 20 juillet l’a rendue opérante. Ce qui relevait de la grande installation descend maintenant au niveau du hangar agricole.
Le geste n’est pas anodin, parce qu’il change la nature de ce qu’on achète. Une centrale qu’on peut couper d’autorité n’est plus seulement un outil qui produit. Elle devient un outil qu’on paie aussi pour se taire. On a longtemps subventionné les renouvelables sur ce qu’elles produisaient. On commence à les indemniser sur ce qu’elles ne produiront pas.
Le marché et le règlement disent donc la même chose. Le pays a plus de courant qu’il n’en peut absorber aux heures où le soleil est haut, et il organise l’extinction plutôt que le stockage.
Un chiffre déciderait de tout, et c’est celui des volumes coupés. Si la modulation stagnait, l’arrêté ne serait qu’une précaution de juriste. Elle ne stagne pas : le volume coupé au premier semestre est passé de 1 térawattheure en 2024 à 2,5 cette année.
Le solaire y prend la plus grande part, et cela représente 6 % de ce qu’il aurait pu produire. Le reste a été vendu. L’arrêt demeure donc minoritaire en volume, et c’est précisément ce qui frappe : il est déjà organisé, indemnisé et calendaire alors qu’il ne porte encore que sur une fraction.
La pièce la plus dure tient d’ailleurs au calendrier. L’extension arrive en deux temps, au 1er décembre 2026 puis au 1er mars 2027.
Or la Commission de régulation de l’énergie, en approuvant cet étalement, avait demandé qu’un bilan de l’efficacité de la mesure soit conduit avant la fin de 2026. La première vague tombera donc avant le bilan. On élargit une règle avant de savoir ce qu’elle produit.
L’image juste n’est pas celle du gaspillage, mais celle d’une vanne. Une conduite a été posée pendant quinze ans sans qu’on se demande ce qui arriverait si elle débordait, et le robinet se visse aujourd’hui sur une canalisation déjà pleine. Le robinet est utile. Il ne remplace pas le réservoir que personne n’a creusé.
La règle ne dit rien du plafond, et cet édito ne prétend pas le fixer. Elle organise l’arrêt sans nommer aucune limite. Rien n’indique à partir de quel gigawatt supplémentaire un pays cesse d’ajouter des panneaux dont il sait déjà qu’il les éteindra.
Un mégawatt qu’on éteint n’a pas été construit pour rien. Il a été construit pour un système qui n’existe pas encore, et la question n’est plus de savoir ce qu’on éteint : elle est de savoir combien de temps un pays paie cette avance.
A CONTRARIO : d’où vient le mégawatt qu’on n’a pas pu arrêter ?
Le 1er mai 2026 figure au dossier avec son record de -498,7 euros. L’édito y lit la signature du solaire, et en tire une règle sur le seuil d’arrêt. RTE a examiné cette journée…
Le 1er mai 2026 figure au dossier avec son record de -498,7 euros. L’édito y lit la signature du solaire, et en tire une règle sur le seuil d’arrêt. RTE a examiné cette journée heure par heure, et dit autre chose.
À 13 h 30, au moment du record, la production solaire française était inférieure de 0,1 gigawatt à celle du 1er mai 2025. La production éolienne, inférieure de 0,6.
Le parc nucléaire, lui, produisait environ 10 gigawatts de plus que l’année précédente à la même heure. La raison est technique et elle décide de tout.
Le minimum technique du parc, c’est-à-dire la puissance sous laquelle il ne peut pas descendre, valait 31 gigawatts ce jour-là contre 19 un an plus tôt. Plus de réacteurs en marche, moins de marge pour baisser.
L’édito suppose que la règle vise ce qui fait le surplus. Le jour où le surplus a été le plus profond, le solaire n’était pas ce qui débordait : il était ce qui pouvait obéir. Abaisser le seuil d’arrêt atteint donc d’abord les installations qui savent s’arrêter, et laisse intact ce qui ne le sait pas.
Le mot « pour » mérite ensuite d’être pesé. Sur les six premiers mois de 2026, la coupure a porté sur 6 % de ce que le solaire aurait produit. Le reste a fonctionné et s’est vendu. Une conséquence qui touche une fraction d’une filière ne devient pas sa finalité parce qu’un arrêté l’organise.
L’arrêt n’appauvrit pas non plus celui qu’on arrête. Le producteur coupé reçoit une compensation calculée sur un facteur de charge fixé d’avance, 0,47 pour le solaire et 0,25 pour l’éolien terrestre. Il est payé sur une production réputée, jamais constatée.
Ce que l’édito décrit comme un renoncement industriel devient, vu du producteur, une ligne de recette supplémentaire. Et cette recette pèse sur les 9,06 milliards d’euros que l’État consacre en 2026 à l’obligation d’achat et au complément de rémunération.
Une question demeure alors, que l’édito ne pose pas. Si le surplus se forme aussi là où l’on ne peut pas couper, qu’obtient-on en abaissant encore le seuil de ce qui obéit déjà ?
À 13 h 30, au moment du record, la production solaire française était inférieure de 0,1 gigawatt à celle du 1er mai 2025. La production éolienne, inférieure de 0,6.
Le parc nucléaire, lui, produisait environ 10 gigawatts de plus que l’année précédente à la même heure. La raison est technique et elle décide de tout.
Le minimum technique du parc, c’est-à-dire la puissance sous laquelle il ne peut pas descendre, valait 31 gigawatts ce jour-là contre 19 un an plus tôt. Plus de réacteurs en marche, moins de marge pour baisser.
L’édito suppose que la règle vise ce qui fait le surplus. Le jour où le surplus a été le plus profond, le solaire n’était pas ce qui débordait : il était ce qui pouvait obéir. Abaisser le seuil d’arrêt atteint donc d’abord les installations qui savent s’arrêter, et laisse intact ce qui ne le sait pas.
Le mot « pour » mérite ensuite d’être pesé. Sur les six premiers mois de 2026, la coupure a porté sur 6 % de ce que le solaire aurait produit. Le reste a fonctionné et s’est vendu. Une conséquence qui touche une fraction d’une filière ne devient pas sa finalité parce qu’un arrêté l’organise.
L’arrêt n’appauvrit pas non plus celui qu’on arrête. Le producteur coupé reçoit une compensation calculée sur un facteur de charge fixé d’avance, 0,47 pour le solaire et 0,25 pour l’éolien terrestre. Il est payé sur une production réputée, jamais constatée.
Ce que l’édito décrit comme un renoncement industriel devient, vu du producteur, une ligne de recette supplémentaire. Et cette recette pèse sur les 9,06 milliards d’euros que l’État consacre en 2026 à l’obligation d’achat et au complément de rémunération.
Une question demeure alors, que l’édito ne pose pas. Si le surplus se forme aussi là où l’on ne peut pas couper, qu’obtient-on en abaissant encore le seuil de ce qui obéit déjà ?
LES PIÈCES DU DOSSIER
Arrêté du 20 juillet 2026, publié au Journal officiel du 24 juillet 2026. Il ramène de 10 à 1 mégawatt, ou 1 mégawatt-crête pour le solaire, le seuil de l’arrêté du 22 décembre…
Arrêté du 20 juillet 2026, publié au Journal officiel du 24 juillet 2026. Il ramène de 10 à 1 mégawatt, ou 1 mégawatt-crête pour le solaire, le seuil de l’arrêté du 22 décembre 2025, au-delà duquel une installation sous contrat de soutien public peut se voir imposer l’arrêt ou la limitation de sa production lors des heures de prix négatifs. L’application est échelonnée : 1er décembre 2026 au-dessus de 5 mégawatts, 1er mars 2027 entre 1 et 5.
Le mécanisme procède de l’article 175 de la loi de finances pour 2025, qui retenait un plancher de 10 mégawatts, complété par l’article 185 de la loi de finances pour 2026 (loi n° 2026-103 du 19 février 2026). Ce dernier abaisse le seuil à 1 mégawatt et tranche une ambiguïté : exprimée en mégawatts-crête, la puissance des centrales solaires échappait au texte avec le facteur de conversion usuel de 0,8. Le producteur arrêté perçoit une compensation calculée sur la puissance, le tarif du contrat, la durée de l’arrêt et un coefficient de facteur de charge fixé à 0,47 pour le photovoltaïque et 0,25 pour l’éolien terrestre.
RTE, bilan du premier semestre 2026, publié le 16 juillet 2026 : 407 heures de prix spot négatifs, soit 10 % du temps, contre 363 heures au premier semestre 2025 et 513 heures sur l’année 2025 entière. Les minimums ont été atteints le 26 avril (-478,8 €/MWh) et le 1er mai 2026 (-498,7 €/MWh), pour un plancher de marché fixé à -500 €/MWh.
Les décomptes antérieurs divergent selon les définitions retenues. La Commission de régulation de l’énergie relève 147 heures négatives en 2023 et écrit n’avoir jamais observé plus de 102 heures par an jusqu’en 2022 ; d’autres décomptes donnent 183 heures pour 2023, et 708 heures pour 2025 lorsque les heures à prix nul sont ajoutées aux heures négatives.
Le 1er mai 2026 à 13 h 30, selon RTE : la production solaire française était inférieure de 0,1 GW et la production éolienne de 0,6 GW à celles du 1er mai 2025, tandis que la production nucléaire était supérieure d’environ 10 GW. Le minimum technique du parc nucléaire atteignait 31 GW ce jour-là contre 19 GW un an auparavant, et la production moyenne entre 12 et 16 heures s’est élevée à 32,0 GW contre 21,6 GW.
Volumes modulés lors des heures négatives, selon RTE : 2,5 TWh au premier semestre 2026, dont 1,4 TWh de solaire et 1,0 TWh d’éolien terrestre, soit 6 % du productible solaire et 4 % du productible éolien terrestre. Le total valait 1,9 TWh au premier semestre 2025 et 1 TWh au premier semestre 2024. Depuis la mi-avril 2026, 7,4 GW de capacités sous soutien public sont mobilisables.
Parcs au 31 décembre 2025 (SDES) : 31,3 GW de solaire et 26,1 GW d’éolien dont 2,0 GW en mer, avec 6,1 GW et 1,4 GW raccordés dans l’année. RTE, sur la France métropolitaine seule, retient 30,4 GW de solaire et une production de 32,9 TWh, contre 37,0 TWh selon le SDES : les périmètres diffèrent. La programmation pluriannuelle de l’énergie, publiée par décret le 13 février 2026, vise 48 GW de solaire en 2030, contre 54 GW dans sa version initiale. La même commission évalue à 12,3 milliards d’euros les charges de service public de l’énergie en 2026, dont 9,06 milliards pour l’obligation d’achat et le complément de rémunération.
Le mécanisme procède de l’article 175 de la loi de finances pour 2025, qui retenait un plancher de 10 mégawatts, complété par l’article 185 de la loi de finances pour 2026 (loi n° 2026-103 du 19 février 2026). Ce dernier abaisse le seuil à 1 mégawatt et tranche une ambiguïté : exprimée en mégawatts-crête, la puissance des centrales solaires échappait au texte avec le facteur de conversion usuel de 0,8. Le producteur arrêté perçoit une compensation calculée sur la puissance, le tarif du contrat, la durée de l’arrêt et un coefficient de facteur de charge fixé à 0,47 pour le photovoltaïque et 0,25 pour l’éolien terrestre.
RTE, bilan du premier semestre 2026, publié le 16 juillet 2026 : 407 heures de prix spot négatifs, soit 10 % du temps, contre 363 heures au premier semestre 2025 et 513 heures sur l’année 2025 entière. Les minimums ont été atteints le 26 avril (-478,8 €/MWh) et le 1er mai 2026 (-498,7 €/MWh), pour un plancher de marché fixé à -500 €/MWh.
Les décomptes antérieurs divergent selon les définitions retenues. La Commission de régulation de l’énergie relève 147 heures négatives en 2023 et écrit n’avoir jamais observé plus de 102 heures par an jusqu’en 2022 ; d’autres décomptes donnent 183 heures pour 2023, et 708 heures pour 2025 lorsque les heures à prix nul sont ajoutées aux heures négatives.
Le 1er mai 2026 à 13 h 30, selon RTE : la production solaire française était inférieure de 0,1 GW et la production éolienne de 0,6 GW à celles du 1er mai 2025, tandis que la production nucléaire était supérieure d’environ 10 GW. Le minimum technique du parc nucléaire atteignait 31 GW ce jour-là contre 19 GW un an auparavant, et la production moyenne entre 12 et 16 heures s’est élevée à 32,0 GW contre 21,6 GW.
Volumes modulés lors des heures négatives, selon RTE : 2,5 TWh au premier semestre 2026, dont 1,4 TWh de solaire et 1,0 TWh d’éolien terrestre, soit 6 % du productible solaire et 4 % du productible éolien terrestre. Le total valait 1,9 TWh au premier semestre 2025 et 1 TWh au premier semestre 2024. Depuis la mi-avril 2026, 7,4 GW de capacités sous soutien public sont mobilisables.
Parcs au 31 décembre 2025 (SDES) : 31,3 GW de solaire et 26,1 GW d’éolien dont 2,0 GW en mer, avec 6,1 GW et 1,4 GW raccordés dans l’année. RTE, sur la France métropolitaine seule, retient 30,4 GW de solaire et une production de 32,9 TWh, contre 37,0 TWh selon le SDES : les périmètres diffèrent. La programmation pluriannuelle de l’énergie, publiée par décret le 13 février 2026, vise 48 GW de solaire en 2030, contre 54 GW dans sa version initiale. La même commission évalue à 12,3 milliards d’euros les charges de service public de l’énergie en 2026, dont 9,06 milliards pour l’obligation d’achat et le complément de rémunération.
LES LEÇONS DE L’ÉTRANGER
Espagne. 628 heures de prix négatifs au premier semestre 2026, contre 459 un an plus tôt. C’est le plus grand nombre parmi les voisins de la France, pour la deuxième année…
Espagne. 628 heures de prix négatifs au premier semestre 2026, contre 459 un an plus tôt. C’est le plus grand nombre parmi les voisins de la France, pour la deuxième année consécutive.
Allemagne. Le mouvement s’y inverse, avec 298 heures au premier semestre 2026 contre 389 un an plus tôt. La Belgique passe de 361 à 220 heures, les Pays-Bas de 402 à 248.
Italie. Aucune heure de prix négatif, comme les années précédentes : les règles du marché italien ne prévoient pas de prix inférieur à zéro. L’absence de prix négatifs n’y signale donc aucune absence de surplus.
Portugal. 494 heures au premier semestre 2026, mais le pays dispose de 3,5 GW de stations de pompage pour une consommation dépassant rarement 10 GW. Il stocke le midi et restitue le soir, et une part des exportations françaises vers l’Espagne y termine sa course.
RTE relève enfin que le comportement des parcs renouvelables lors des heures négatives varie fortement d’un pays à l’autre, plusieurs d’entre eux n’incitant pas les installations de moins de 10 MW à baisser leur production.
Allemagne. Le mouvement s’y inverse, avec 298 heures au premier semestre 2026 contre 389 un an plus tôt. La Belgique passe de 361 à 220 heures, les Pays-Bas de 402 à 248.
Italie. Aucune heure de prix négatif, comme les années précédentes : les règles du marché italien ne prévoient pas de prix inférieur à zéro. L’absence de prix négatifs n’y signale donc aucune absence de surplus.
Portugal. 494 heures au premier semestre 2026, mais le pays dispose de 3,5 GW de stations de pompage pour une consommation dépassant rarement 10 GW. Il stocke le midi et restitue le soir, et une part des exportations françaises vers l’Espagne y termine sa course.
RTE relève enfin que le comportement des parcs renouvelables lors des heures négatives varie fortement d’un pays à l’autre, plusieurs d’entre eux n’incitant pas les installations de moins de 10 MW à baisser leur production.
« Les unités de production, y compris renouvelables et nucléaires, sont amenées à moduler davantage. » — RTE, Bilan du premier semestre 2026 et perspectives sur la sécurité…
« Les unités de production, y compris renouvelables et nucléaires, sont amenées à moduler davantage. » — RTE, Bilan du premier semestre 2026 et perspectives sur la sécurité d’approvisionnement en électricité pour les prochains mois, 16 juillet 2026.
POUR ALLER PLUS LOIN…
L’arrêté du 20 juillet 2026 échelonne son application, la première vague tombant au 1er décembre 2026. La Commission de régulation de l’énergie, qui avait approuvé le principe…
L’arrêté du 20 juillet 2026 échelonne son application, la première vague tombant au 1er décembre 2026. La Commission de régulation de l’énergie, qui avait approuvé le principe de cet étalement, demandait dans le même avis qu’un bilan de l’efficacité de la mesure soit conduit avant la fin de 2026. L’extension précédera donc l’évaluation. C’est un fait de calendrier, et il vaut pour toutes les lectures du sujet.
Le coefficient de compensation, 0,47 pour le solaire et 0,25 pour l’éolien terrestre, règle une difficulté réelle : personne ne peut mesurer ce qu’une centrale arrêtée aurait produit. Il fige en échange un rendement moyen pour toutes les installations d’une même filière. Un exploitant bien exposé perd donc à l’arrêt, un exploitant mal exposé y gagne. La règle indemnise une production réputée, et c’est un choix de méthode, pas une mesure.
Le 1er mai 2026 établit une chose et une seule : le surplus n’a pas un auteur unique. La production solaire et la production éolienne étaient plus faibles que l’année précédente à la même heure, la production nucléaire nettement plus forte. Une journée n’est pas une série, et rien ne dit que juillet ressemble à un jour férié de printemps. Ce que cette date impose est plus modeste et plus solide : on ne peut plus attribuer le surplus à une seule filière.
Les volumes coupés dessinent une trajectoire nette : 1 térawattheure au premier semestre 2024, 1,9 en 2025, 2,5 en 2026. Personne ne sait encore si cette progression décrit un régime transitoire, le temps que les batteries et les usages nouveaux arrivent, ou l’état durable d’un système électrique très décarboné. Une chose est en revanche acquise : la coupure a cessé d’être un incident, elle est devenue une pièce du fonctionnement courant.
La dépense publique complique le récit de l’économie budgétaire. La mesure a été présentée comme un moyen de limiter les charges de service public, et elle en réduit effectivement une part en supprimant des injections payées à prix négatif. Elle ouvre dans le même mouvement une ligne d’indemnisation versée chaque mois aux producteurs arrêtés. Le solde net des deux effets n’est pas public. Ce qui est certain, c’est que la règle déplace une dépense autant qu’elle en supprime une.
Les chiffres de ce débat ne portent pas tous sur le même objet, et le défaut est rarement signalé. Le parc solaire vaut 30,4 ou 31,3 gigawatts selon que l’on compte la métropole ou la France entière, sa production 32,9 ou 37,0 térawattheures selon la même coupure. Le nombre d’heures négatives de 2023 vaut 147 ou 183 selon la définition retenue, et celui de 2025 vaut 513 ou 708 selon qu’on ajoute ou non les heures à prix nul. Aucune de ces divergences n’est frauduleuse ; toutes tiennent à ce qu’on a choisi de mesurer, et chaque camp y trouve la série qui lui donne raison. La même thèse ne se soutiendrait pas dans deux ans avec les mêmes chiffres.
Un pays peut-il continuer d’ajouter des gigawatts solaires sans fixer nulle part le seuil à partir duquel il cesse de les vouloir ? Et si le surplus vient aussi de ce qui ne peut pas s’arrêter, à quel moment la règle ira-t-elle chercher ce qui ne s’arrête pas ?
Le coefficient de compensation, 0,47 pour le solaire et 0,25 pour l’éolien terrestre, règle une difficulté réelle : personne ne peut mesurer ce qu’une centrale arrêtée aurait produit. Il fige en échange un rendement moyen pour toutes les installations d’une même filière. Un exploitant bien exposé perd donc à l’arrêt, un exploitant mal exposé y gagne. La règle indemnise une production réputée, et c’est un choix de méthode, pas une mesure.
Le 1er mai 2026 établit une chose et une seule : le surplus n’a pas un auteur unique. La production solaire et la production éolienne étaient plus faibles que l’année précédente à la même heure, la production nucléaire nettement plus forte. Une journée n’est pas une série, et rien ne dit que juillet ressemble à un jour férié de printemps. Ce que cette date impose est plus modeste et plus solide : on ne peut plus attribuer le surplus à une seule filière.
Les volumes coupés dessinent une trajectoire nette : 1 térawattheure au premier semestre 2024, 1,9 en 2025, 2,5 en 2026. Personne ne sait encore si cette progression décrit un régime transitoire, le temps que les batteries et les usages nouveaux arrivent, ou l’état durable d’un système électrique très décarboné. Une chose est en revanche acquise : la coupure a cessé d’être un incident, elle est devenue une pièce du fonctionnement courant.
La dépense publique complique le récit de l’économie budgétaire. La mesure a été présentée comme un moyen de limiter les charges de service public, et elle en réduit effectivement une part en supprimant des injections payées à prix négatif. Elle ouvre dans le même mouvement une ligne d’indemnisation versée chaque mois aux producteurs arrêtés. Le solde net des deux effets n’est pas public. Ce qui est certain, c’est que la règle déplace une dépense autant qu’elle en supprime une.
Les chiffres de ce débat ne portent pas tous sur le même objet, et le défaut est rarement signalé. Le parc solaire vaut 30,4 ou 31,3 gigawatts selon que l’on compte la métropole ou la France entière, sa production 32,9 ou 37,0 térawattheures selon la même coupure. Le nombre d’heures négatives de 2023 vaut 147 ou 183 selon la définition retenue, et celui de 2025 vaut 513 ou 708 selon qu’on ajoute ou non les heures à prix nul. Aucune de ces divergences n’est frauduleuse ; toutes tiennent à ce qu’on a choisi de mesurer, et chaque camp y trouve la série qui lui donne raison. La même thèse ne se soutiendrait pas dans deux ans avec les mêmes chiffres.
Un pays peut-il continuer d’ajouter des gigawatts solaires sans fixer nulle part le seuil à partir duquel il cesse de les vouloir ? Et si le surplus vient aussi de ce qui ne peut pas s’arrêter, à quel moment la règle ira-t-elle chercher ce qui ne s’arrête pas ?
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