Soutien aux EnR : nouvelles règles du jeu face aux prix négatifs

Face à la transformation rapide du mix électrique, le décret n° 2026-997 Publié au Journal officiel du 28 octobre 2026 fixe de nouvelles règles du jeu pour les producteurs d’électricité renouvelable. Voici ce qu’il faut en retenir, point par point.

1. Amélioration de l’intégration des installations au système électrique

L’intégration massive des énergies renouvelables impose une plus grande synergie avec la gestion opérationnelle du réseau public de transport et de distribution.

Ce qui change en pratique :

• Décloisonnements réglementaires pour l’obligation d’achat : Les installations sous contrat d’obligation d’achat (art. L. 314-1) peuvent désormais participer formellement aux services système nécessaires au fonctionnement des réseaux (art. L. 321-11 et L. 322-9) ainsi qu’au mécanisme d’ajustement (art. L. 321-10).

• Prise en compte des volumes dans le contrat : Lorsqu’un producteur participe à ces mécanismes de soutien au réseau, l’énergie « non produite » ou ajustée est prise en compte dans le calcul de la rémunération au titre de son contrat d’achat, afin de ne pas léser financièrement l’exploitant qui aide à stabiliser le réseau.

• Transparence et flux de données : Le décret ajuste les procédures d’échange d’informations entre les gestionnaires de réseau (RTE, Enedis) et Électricité de France (EDF). Les délais de transmission des données de production régularisées sont ainsi adaptés pour intégrer la complexité de ces comptages (échéance au 15 avril de chaque année, ou au 15 septembre pour la cogénération gaz).

2. Réduction des prix négatifs et incitation à la flexibilité

Les périodes de forte production renouvelable combinées à une faible demande entraînent une multiplication des épisodes de prix négatifs sur les marchés spot. Le décret adapte les règles de soutien pour éviter d’alimenter ces déséquilibres.

Ce qui change en pratique :

• Suspension de rémunération et compensation forfaitaire : Le décret introduit l’article R. 314-14-2, qui permet aux arrêtés tarifaires de filière de caractériser des périodes où la production n’est plus rémunérée (au tarif d’achat ou via la prime de complément de rémunération). En contrepartie, une compensation financière peut être versée après une durée minimale d’invalidation, selon des modalités plafonnées et indépendantes du volume réel qui aurait été produit.

• Fin de l’ancienne prime de non-production : L’article R. 314-39 est abrogé. L’ancien système de compensation des heures négatives s’efface au profit de mécanismes d’ajustement plus dynamiques et intégrés aux marchés.

• Participation active aux ajustements (hausse et baisse) :
  • À la baisse : Le producteur sous contrat d’achat peut proposer des offres à la baisse sur le marché d’ajustement dans les conditions définies par sa filière.
  • À la hausse : Il peut également soumettre des offres à la hausse si l’acheteur lui a préalablement demandé de brider ou stopper son installation.
  • Condition impérative : Les corrections de volumes ne sont retenues pour le calcul du soutien financier que si l’électricité a été offerte dans une plage de prix strictement encadrée par arrêté.

• Adaptation du pas temporel : Le calcul du prix de marché de référence ($M_0$​) n’est plus figé sur le pas horaire mais s’alignera sur les pas temporels définis par arrêté de filière (ex. pas infra-horaires de 15 ou 30 minutes).

3. Clarification des sanctions préfectorales en cas de manquement

L’État renforce la portée juridique des contrôles préfectoraux pour s’assurer du respect rigoureux des engagements pris par les lauréats des appels d’offres (art. L. 311-10).

Ce qui change en pratique :

• Sanctions pécuniaires explicites : La modification de l’article R. 311-29 du code de l’énergie clarifie la procédure : lorsqu’un préfet met en demeure un producteur pour un manquement à ses obligations (cahier des charges, règles de conformité, etc.), la mise en demeure précise désormais explicitement que le producteur s’expose à la fois à :
  • La suspension ou la résiliation de son contrat de soutien ;
  • Des sanctions pécuniaires sur le fondement de l’article L. 311-15 du code de l’énergie.

• Contrôles et rapports d’exploitation : La Commission de régulation de l’énergie (CRE) fixera désormais directement les formats des données de coûts et de recettes que certains producteurs doivent lui transmettre annuellement, sans nécessiter d’approbation ministérielle préalable.

4. Nouvelles règles d’indemnisation en cas de résiliation anticipée

Pour éviter les effets d’aubaine ou les sorties d’engagement opportunistes en cours de contrat, le décret refond en profondeur le calcul des indemnités dues par le producteur qui souhaite résilier unilatéralement son contrat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération (art. L. 311-12 et L. 314-1).

Ce qui change en pratique :

• Création d’un montant plancher minimal : En cas de résiliation à l’initiative du producteur, l’indemnité ne pourra sous aucun prétexte être inférieure à 10 000 € par mégawatt installé (ou par MW crête pour le solaire photovoltaïque).

• Deux méthodes de calcul désormais applicables : Les cahiers des charges d’appels d’offres et les arrêtés tarifaires devront déterminer la méthode retenue parmi les deux options suivantes :
  • Option « Bilan historique » : Basée sur le surcoût ou les charges réelles générées par le contrat depuis sa prise d’effet jusqu’à la date de résiliation ;
  • Option « Manque à gagner » : Basée sur le manque à gagner théorique pour l’État sur la période restant à courir (calculé sur la durée résiduelle du contrat, avec un plancher fixé par l’arrêté ou le cahier des charges qui ne peut être inférieur à 3 ans).

• Exception pour les très petites installations : Pour les installations photovoltaïques de puissance inférieure ou égale à 36 kWc, les arrêtés de filière pourront prévoir, par dérogation, des indemnités de résiliation forfaitaires ou d’un montant nul.

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Référence : Décret n° 2026-997 du 26 octobre 2026 [J.O. du 28]

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