Indemnisation du solaire écrêté et des heures de prix négatifs en France
En France, deux situations privées de revenu se confondent souvent : les heures à prix spot négatif (432 heures en 2025 contre 359 en 2024) et l'écrêtement ordonné par le gestionnaire de réseau. Les règles d'indemnisation ne sont pas les mêmes — voici lesquelles s'appliquent à votre centrale.
Pour les installations sous complément de rémunération (appels d'offres CRE ou arrêtés tarifaires récents), la prime versée en plus de la vente sur le marché est ramenée à zéro pendant les heures où le prix day-ahead EPEX SPOT est négatif. Concrètement, sur ces heures vous ne touchez ni la prime, ni un prix de marché positif : produire peut même coûter de l'argent. C'est la principale perte de revenu liée aux 432 heures négatives enregistrées en France en 2025.
Distinguez bien : si RTE ou Enedis vous demande de réduire votre injection pour raison de sécurité du réseau (redispatching, congestion), il s'agit d'un écrêtement subi, en principe compensé selon les règles du gestionnaire de réseau, contrairement à un arrêt volontaire pour éviter un prix négatif. La demande, l'horodatage et le volume non injecté (MWh) doivent être documentés pour fonder l'indemnité.
Il n'existe pas de compensation automatique pour la perte de prime pendant les heures négatives : le mécanisme est conçu pour vous inciter à ne pas injecter quand le marché ne veut pas de l'électricité. De même, un bridage que vous décidez vous-même (autoconsommation, seuil onduleur) n'ouvre aucun droit à indemnité. Seul l'écrêtement imposé par le réseau relève d'une compensation.
Pour chaque événement, conservez : l'heure exacte, le prix day-ahead correspondant, l'énergie non produite ou non injectée, et l'origine (prix négatif marché vs. ordre RTE/Enedis). Cette traçabilité au pas horaire distingue une perte non indemnisable (prix négatif) d'un écrêtement réseau indemnisable — et sert de base à toute réclamation auprès du gestionnaire.
La France exploite une seule zone de marché day-ahead pilotée par RTE, avec un socle nucléaire (~70 % de ~547 TWh produits en 2025) et une poussée solaire (30,4 GW installés fin 2025, devant l'hydraulique). Ce déséquilibre creuse les heures négatives de midi. Un stockage (BESS) permet de charger pendant ces heures à prix nul/négatif et de revendre en pointe du soir : au lieu de subir la perte, vous captez l'écart de prix (le fameux spread day-ahead).
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