En fait, les temps et les circonstances ont changé:
En 2022 (époque où je me suis équipé en panneaux) toute production n'était pas de trop quel que soit le moment de la journée, quand EDFOA nous achetait à 100€/MW, le marché était souvent au dessus des 200, c'était tout bénéf pour eux.
Aujourd'hui, c'est l'inverse, mais rien ne dit qu'il en sera de même dans 10 ans, bien que l'équipement en renouvelables au niveau européen contribue fortement à la situation actuelle (ça n'est pas un problème interne à la Francie), le cours de l'uranium traité peut finir par ressembler à celui du pétrole et le prix de construction des réacteurs est exponentiel en europe.
Le prix des batteries à part, il est spéculatif aussi, le prix de revient du renouvelable est plus stable et prévisible.

Effectivement, les circonstances ont drastiquement changé entre 2020, où le confinement a provoqué une chute de la consommation électriques des entreprises et administrations, 2021, où la reprise a au contraire fait augmenter considérablement la consommation, et 2022, où avec la guerre en Ukraine, et la hausse vertigineuse des prix du gaz, donc de l'électricité, l'état a au contraire enregistré de fortes rentrées en encaissant la différence entre le prix garanti, et le prix du marché bien plus élevé. C'était surtout le cas de l'éolien.

Au contraire, en 2024 puis 2025, les prix de gros ont chuté, surtout au moment où le solaire produit, et c'est dû aussi à une forte progression des installations solaires, en France, et en Europe, qui elle est là pour durer, et même s'amplifier dans les années à venir, puisque les nouveaux contrats déjà acceptés prévoient 10 GW de production en plus.

La cour des comptes a publié récemment, la semaine dernière, un rapport sur les Charges de Service Public aux Énergies renouvelables (CSPE), avec un graphique qui le montre très bien, p14, voir ci-dessous. Malgré les variations entre années, le bilan est quand même que ce soutien a coûté très cher, 26.5 milliards d'euros versés entre 2016 et 2024, ce qui fait 2.9 milliards d'euros en moyenne par an, mais c'est en forte augmentation ces dernières années. Et la cour des comptes a pointé des cas de sur-rémunération manifeste, avec des effets d'aubaine.

https://www.ccomptes.fr/sites/default/files/2026-03/20260318-Soutien-energies-renouvelables-a-travers-charges-service-public-energie_0.pdf

Après, cela peut encore varier, comme on le voit en ce moment avec l'augmentation des prix du pétrole et de l'électricité liée à la guerre en Iran et le blocage du détroit d'Hormuz, mais il y a une tendance générale quand même à une augmentation de la production solaire concentrée en journée au printemps et en été.

Voici le résumé que fait FranceInfo de ce rapport :

La Cour des comptes épingle les aides publiques aux énergies renouvelables

Les aides publiques aux énergies renouvelables coûtent trop cher à l’État. C'est le constat dressé par la Cour des comptes dans son dernier rapport. L'institution appelle, chiffres à l'appui, à un meilleur contrôle des dépenses.

Article rédigé par Emmanuel Cugny - Radio France - Publié le 18/03/2026 08:44

Selon la Cour des comptes, les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, dont l'objectif est d'atteindre la neutralité carbone d'ici 2050, ont représenté un coût total pour les finances publiques de 26,5 milliards d'euros entre 2016 et 2024, soit un coût annuel moyen de 2,9 milliards.

Ce coût peut toutefois varier fortement d'une année à l'autre, en fonction de la volatilité des prix du marché de l'énergie, telle qu'observée actuellement avec la flambée des cours du pétrole et du gaz liée à la guerre au Moyen-Orient. Une charge jugée trop lourde à supporter pour l'État dans la situation actuelle de ses comptes. Les dispositifs de financement en question sont généralement conclus pour une durée de 20 ans. Ils garantissent aux producteurs d'énergie (solaire, éolien et biogaz) des tarifs d'achat par l'État supérieurs au prix du marché de gros.

En revanche, lorsque le prix de marché dépasse le tarif de référence, les opérateurs reversent la différence à l'État à titre de compensation. C'est ce qui s'est produit durant la crise énergétique de 2022-2023 : l'État a ainsi pu récupérer entre 4,5 et 5 milliards d'euros.

Un meilleur contrôle des aides aux énergies renouvelable ?

Des aides coûteuses, mais jugées nécessaires pour assurer la transition énergétique. Afin d'améliorer le système, la Cour des comptes, suggère, donc, dans un rapport publié mercredi 18 mars, d'établir, dans un premier temps, un véritable état des lieux avec un audit réalisé par la Commission de régulation de l'énergie. La CRE dresserait ensuite un tableau de bord du suivi des filières soutenues. Les magistrats recommandent également à l'État d'introduire des clauses de révision dans les contrats, ce qui n'est pas prévu aujourd'hui, puisque les subventions restent inchangées, quelles que soient les fluctuations du marché. Enfin, il conviendrait de renforcer le contrôle des producteurs d'énergie renouvelable, notamment face aux suspicions de fraudes.

La Cour des comptes apporte de l'eau au moulin de la mission Lévy-Tuot, qui travaille sur le sujet et doit rendre son rapport à la fin du mois de mars. Dans un contexte de finances publiques dégradées, l'objectif est de mettre fin aux rentes automatiques dont bénéficient, et auxquelles ont pu s'habituer, les producteurs d'énergies renouvelables.

https://www.franceinfo.fr/replay-radio/le-brief-eco/la-cour-des-comptes-epingle-les-aides-publiques-aux-energies-renouvelables_7844099.html

A noter donc qu'il y a aussi une commission Levy-Thuot, du nom des deux personnes qui la compose, qui a été instituée début Décembre 2025, chargée d'étudier les subventions aux énergies renouvelables, dans le but d'en diminuer le coût pour l'état, et qui devait rendre un rapport dans les 3 mois, donc qui ne devrait pas tarder à sortir.

https://www.info.gouv.fr/communique/mission-levy-tuot

Il y a des perles dans le rapport de la cour des comptes, comme celle que j'ai notée p9, sur la difficulté à modifier a posteriori les conditions d'un contrat manifestement sur-rémunérateur. Par exemple un arrêté en ce sens, pourtant approuvé par un juge constitutionnel, mais cassé par le Conseil d’État parce que ces aides n'avaient pas été notifiées à la Commission Européenne !

Le législateur a souhaité mettre fin à certaines situations de sur-rémunération avérées. Ainsi, il a récemment souhaité reconsidérer les conditions d’achat de la production d’électricité d’origine photovoltaïque en vigueur entre 2006 et 2010, notoirement surévaluées. À cette occasion, le juge constitutionnel a validé la possibilité d’une modification a posteriori des conditions contractuelles, dès lors qu’il s’agissait de corriger des effets d’aubaine dans un objectif d’intérêt général. L’arrêté d’application de ces dispositions a cependant été annulé par le Conseil d’État du fait d’une lacune originelle, à savoir l’absence de notification de ces aides à la Commission européenne. Plus récemment, le législateur a voulu introduire un déplafonnement partiel puis total des montants devant être reversés à l’État par les bénéficiaires de compléments de rémunération en cas de prix de marché supérieur au tarif de référence retenu dans leur contrat. Sans que le principe même de la modification souhaitée soit remis en cause, les conditions de sa mise en œuvre ont été jugées non conformes au droit des contrats par le Conseil constitutionnel. Ces tentatives pour l’instant inabouties, traduisent la volonté de limiter les effets d’aubaine les plus marqués. Le principe de telles modifications a été validé par le juge constitutionnel, mais leur mise en œuvre a achoppé sur des failles juridiques. Elles illustrent également la difficulté d’intervenir a posteriori sur les mécanismes de soutien, et donc l’intérêt d’introduire dès les contrats initiaux d’éventuelles clauses de révision, comme cela commence à être fait dans certains contrats de soutien. Les modalités d’indexation automatique des tarifs, qui accroissent ces différences de traitement et sont parfois dévoyées, devraient également pouvoir être réexaminées.

D'où la demande d'introduire dans ces contrats des clauses de révision dès l'origine, car sinon, ces contrats sont conclus pour 20 ans, et non révisables, quelles que soient l'évolution du marché.

étrange cette interdiction

on est d'accord que c'est valable uniquement sur la partie OA?
je connais plusieurs personnes qui sont en autoconso avec batterie et en contrat tempo qui charge leur batterie en HC l'hiver pour l'utiliser la journée sur les jours rouge et blanc
et c'est plutôt vertueux pour le réseau
(mais on s’éloigne un peu du sujet)

Note que le document a été validé le 27 juillet 2023, donc probablement rédigé bien avant connaissant la lenteur de ces instances.
D'une part investir dans des batteries pour faire de l'autoconso avec revente du surplus en 2023 n'avait pas de sens économiquement: EDF OA te payait 13.39 euros/kWh le surplus (et jusqu'à 20-24c/kWh si revente totale!), quand les batteries pour particuliers étaient entre hors de prix et inexistantes.
D'autre part, le retour d'expérience sur l'autoconso avec revente du surplus était très faible et le nombre d'installations ayant un contrat de revente du surplus se comptaient sur les doigts de la main. Vu le delta de prix entre revente totale et rachat du surplus, la majorité des installations étaient en revente totale avec un compteur dédié à l'injection (jamais compris pourquoi la revente totale payait plus, d'ailleurs... c'est plus cher pour la collectivité car il faut créer deux points de livraison, plus cher pour le producteur car il faut un second abonnement, plus cher pour OA car ils se voient facturés plus de kWh. Peut-être parce que ca permet à ENEDIS de capturer le TURPE lorsque l'énergie fait 30cm sur son réseau, entre les deux compteurs?).

Aujourd'hui, le contrat d'autoconso avec revente du surplus est de 4c/kWh, autant dire très bas. Pour en bénéficier, il te faut débourser entre 7 et 9000 euros auprès d'un installateur RGE pour ~3kWc, quand tu as un bon deal.
Autant dire que si ton plan est d'installer une batterie, ce contrat n'a pas de sens. Il vaut mieux effectuer ton install hors cadre RGE et payer 2-3000 euros de moins (voire plus, ce qui est mon cas: je suis en train de me monter 4 panneaux sur le toit pour autoconso, je fais l'install moi même: 200 balles le panneau, 600 balles l'onduleur de seconde main, un peu de câble).

Le gouvernement a décidé de tuer les tranches basses d'OA et de réserver les subventions aux bâtiments tertiaires/agricoles qui peuvent faire plus de 50kWc, et ca a du sens: pour les particuliers, un kit solaire complet de 1kWc se trouve à 500-700 balles, c'est très accessible.

Ce dimanche 5 Avril a en fait vu une nouvelle crispation de RTE sur l'équilibre du réseau, selon La Tribune, l'éolien ayant redémarré trop vite à 18h15, quand les prix sont devenus de nouveau positifs. 3.5 GW de puissance aurait été injecté brutalement sur le réseau, menaçant l'équilibre production/consommation. Donc dans ce cas, ce n'est pas un effacement brutal qui est en cause, comme cela été arrivé le 1er Avril e l'an dernier, et en Octobre dernier, mais un accroissement trop brutal. Or, RTE avait déjà demandé aux producteurs d'énergie renouvelable de respecter des créneaux d'un quart d'heure, pour ne pas redémarrer ou s'effacer en même temps, et que le réseau ait le temps de s'adapter.

RTE voudrait dicter quand, à partir de 10 MW, ces producteurs peuvent arrêter d'injecter ou le faire à nouveau. Et il menace sinon de ne pas verser la prime de complément de rémunération.

Les producteurs ne sont évidemment pas très heureux d'une telle décision qui leur ferait perdre de l'argent.

Électricité : face au risque de déséquilibre, RTE veut encadrer la production du solaire et de l'éolien

Marine GODELIER - Publié le 07 avril 2026 à 16:00

Le nouveau dispositif prévoit de diviser les parcs en deux groupes : le premier devra s'arrêter cinq minutes avant le passage en prix négatif, le second cinq minutes après.

Afin de garantir la stabilité du réseau électrique face à l’essor des énergies renouvelables, RTE pousse un projet d'arrêté imposant un échelonnement strict des arrêts de production du solaire et de l’éolien lors des prix négatifs. Au grand dam de certains opérateurs, qui dénoncent une mesure précipitée.

C’est un phénomène qui inquiète RTE, le gestionnaire des lignes de transport d’électricité en France. Le dimanche 5 avril, à 18h15, presque 3 500 mégawatts d’éolien se sont brusquement reconnectés au réseau, soit l’équivalent de 3 réacteurs nucléaires. Et pour cause : quelques minutes plus tôt, les prix de gros de l’électricité étaient autour de zéro euro. Dès qu'ils ont augmenté, les opérateurs ont relancé leurs machines pour vendre des électrons.

Or, ces mouvements de « stop-and-go » risquent de déséquilibrer le système, redoute RTE. Dans un projet d’arrêté consulté par La Tribune, l’organisme prévoit d’encadrer plus strictement la production des énergies renouvelables. L’objectif : « éviter le scénario où tout le monde s’arrêterait ou redémarrerait en même temps », souligne Mathieu Pierzo, chargé de l’intégration des marchés chez RTE. Ce qui créerait des variations de puissance trop profondes pour être absorbées sereinement par le réseau.

Concrètement, tous les parcs de plus de 10 mégawatts bénéficiant du soutien de l’État, dits sous « compléments de rémunération », ne seraient dédommagés que s’ils se plient à un calendrier d’arrêt et de remise en marche dicté par RTE.

Des arrêts désordonnés et imprévisibles

Pour le comprendre, il faut se pencher sur la multiplication des prix négatifs en France. Lorsque la production éolienne et solaire est abondante, l’offre excède de plus en plus souvent la demande. Certaines centrales nucléaires ou thermiques préfèrent alors payer pour continuer de produire, plutôt que de subir les coûts élevés d'un redémarrage. Ils soumettent des enchères négatives, ce qui fait plonger le marché sous la barre du zéro.

Dans ces moments-là, les producteurs éoliens et solaires sous contrat avec l'État sont incités à s’arrêter pour ne pas perdre leurs subventions. Aujourd'hui, ces manœuvres sont gérées de manière autonome par des agrégateurs privés, qui pilotent les parcs pour le compte des exploitants. Seulement voilà : selon RTE, ces agrégateurs coupent souvent de manière désordonnée et imprévisible. Le gestionnaire est donc forcé d'intervenir en urgence pour absorber les déséquilibres.

Pour y remédier, le nouveau dispositif prévoit de diviser les parcs en deux groupes : le premier devra s'arrêter cinq minutes avant le passage en prix négatif, le second cinq minutes après. À défaut, ils ne toucheront aucune compensation financière.

« RTE réagit dans l'urgence »

Mais chez les professionnels du secteur, le texte suscite de vives tensions. « En imposant des fenêtres d'arrêt rigides, RTE distord notre métier. L’incitation naturelle est de s'arrêter à l’heure pile du passage en prix négatif, pas cinq minutes avant. Au final, on coupera massivement des parcs en avance pour être sûrs de pas louper le coche », s'alarme-t-on chez un agrégateur ayant requis l’anonymat.

Surtout, les acteurs de marché disposeraient de peu de temps pour s’adapter à ces nouvelles contraintes. Examiné en Conseil supérieur de l’énergie le 23 mars, le projet d’arrêté devrait être publié à la mi-avril pour une mise en œuvre au 1ᵉʳ mai. « Cela ne laisse quelques semaines pour s’y plier. C’est court », glisse un lobbyiste du secteur.

« Pour les agrégateurs qui gèrent des centaines de sites, il sera très difficile de le mettre en œuvre. Cela suppose des adaptations techniques et contractuelles qui ne se feront pas en deux jours. À minima il faudrait un délai supplémentaire », lâche-t-on à l’Afieg, une association de fournisseurs pro-marché.

« Le rythme de déploiement des renouvelables est connu depuis longtemps. Or, RTE réagit dans l’urgence et donc, comme toute réaction dans l’urgence, l’enjeu est la vitesse à laquelle les installations, les organisations et les systèmes d’information peuvent s’adapter. RTE transfère la complexité et les risques vers l’agrégateur. Cela crée évidemment une charge opérationnelle, contractuelle et IT difficile à évaluer », abonde-t-on en off chez un énergéticien, qui appelle à « revoir la copie ».

L'avis du régulateur non suivi

RTE, lui, assure qu’il n’y a « pas d'urgence », mais que les acteurs de marché sont capables de s’adapter dans les temps. « Pourquoi attendre, quand les paramètres sont mal ajustés et que la problématique est identifiée et discutée avec la filière depuis des mois ? », interroge Mathieu Pierzo.

Il n’empêche : en novembre dernier, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) n’était pas de cet avis. À l’époque, l’autorité indépendante jugeait « nécessaire de réaliser un retour d’expérience » sur les modalités d’échelonnement des parcs sous obligation d’achat (OA), plus anciens, avant de s’attaquer à ceux sous complément de rémunération. Et ce, afin de « vérifier » que les installations « ont bien la capacité de répondre aux signaux de manière optimale pour atteindre l’objectif visé », avec un premier bilan d’ici la fin de l’année 2026.

https://www.latribune.fr/article/entreprises-finance/3812843101390814/electricite-face-au-risque-de-desequilibre-rte-veut-encadrer-la-production-du-solaire-et-de-leolien

Voir la courbe de production de l'éolien ci-dessous selon RTE. On voit qu'avant 18h, il s'était largement effacé (mais sa production effacée est quand même payée en complément de rémunération).