J'aurai compris que le gouvernement décide d'arrêter le soutien du PV au sol: ces centrales ont des coûts de réalisation bien plus faibles que leur équivalent en toiture, l'effet d'échelle est important, elles augmentent l'artificialisation des sols, ou à minima les conflits d'usage. De plus, vu leur structure, elles ont accès par le biais d'agrégateurs à des méthodes de valorisation économiques inaccessibles aux petites installations, et l'impact pour les finances de l'état est bien plus important étant donné les puissances installées.

En fait, je pense que le gouvernement vise ces installations parce que ce sont celles qui sont sous obligation d'achat. Les installations plus importantes sont plutôt sous complément de rémunération. Et RTE peut leur demander de moduler leur production, voire de l'arrêter si les prix sont négatifs. Il ne peut pas le faire pour les petites installations sur les toits, sous OA. Et les volumes produits par les particuliers sont devenus très conséquents, des GW en cœur de journée au printemps. Ces installations sont peut-être petites, mais très nombreuses, et non monitorées, comme en Espagne.

Aujourd'hui, on a un record de prix spot négatifs, -200 €/MWh à 13h45, 0 € en Espagne et Portugal...

https://demanda.ree.es/visiona/peninsula/demandaau/acumulada/2026-04-25

On est pas encore au pic solaire mais ils sont à 3GW exportés au Portugal, 700MW exportés au Maroc, 4GW stockés dans les STEP, et ils ont encore de la place pour importer 2GW de la France (en se faisant un peu de maille à 200euros/MWh).
Ils jouent sur l'hydraulique et le gaz, avec une consommation alignée sur la prod solaire.

Aujourd'hui, on a un record de prix spot négatifs, -200 €/MWh à 13h45, 0 € en Espagne et Portugal...

Le sacrifice des particuliers est un très mauvais signal politique, mais depuis 2015 et le fameux ministre des finances banquier, on s'habitue...
16 centimes,c'était déjà pas beaucoup, le 4 ct d'aujourd'hui du foutage de gueule, le 1ct à venir m'évoque le dialogue :

Les cons, ça osent tout.
C'est à cela qu'on les reconnait.

Le côté positif, c'est ça va faire vendre des batteries, c'est un moyen de réduire les surplus et écrêter la pointe de 19h, mais vu la difficulté d'amortissement si les prix ne baissent pas, et vu la demande générale, ça n'est pas demain la veille, il va falloir compenser en subventionnant, ce serait le plus intelligent, sinon les petits photovoltaiques ne se vendront plus.
Il pourrait y avoir des seuils aussi: le premier kw fourni en surplus d'autoconsommation plus cher que le second, lui même plus que le 3eme .... pour éviter les installations autonomes surdimensionnées.

J'aurai compris que le gouvernement décide d'arrêter le soutien du PV au sol: ces centrales ont des coûts de réalisation bien plus faibles que leur équivalent en toiture, l'effet d'échelle est important, elles augmentent l'artificialisation des sols, ou à minima les conflits d'usage. De plus, vu leur structure, elles ont accès par le biais d'agrégateurs à des méthodes de valorisation économiques inaccessibles aux petites installations, et l'impact pour les finances de l'état est bien plus important étant donné les puissances installées.

Ceci dit, la majorité des aides publiques est conditionnée à un retour sur investissement économique pour l'état, à court terme tant que possible, pour minimiser leur coût.
Pour le PV, la condition sine qua non est de faire appel à la filière QualiPV / RGE: le particulier ne peut pas réaliser son installation lui-même s'il veut toucher les aides et est forcé de payer des frais d'installation exorbitants (entre 7 et 11k euros pour une 3kWc...). En retour, l'état collecte la TVA, des emplois sont créés et il y a de la croissance économique.

C'est le même principe dans beaucoup d'autres secteurs: pompes à chaleur, isolation, mais aussi garde d'enfants, entretien et réparation de vélos, etc.
Soutenir le développement du solaire en autoconso, c'est aussi la double peine pour l'état: d'une part l'aide publique augmente les charges, d'autre part elle réduit les recettes de TVA, CSPE, accsise et TURPE (puisque les volumes achetés par les particuliers diminuent).

C'est donc un calcul très court-termiste, mais avec une grosse partie de l'assemblée ouvertement pro business et opposée à la transition énergétique, je ne suis que... moyennement surpris. Souvenez vous du vote surprise à l'assemblée en janvier 2025 d'un moratoire sur le développement des ENR, qui n'était finalement pas passé. Mettez cela en rapport avec le nouveau coup de hache porté à la loi zéro artificialisation nette la semaine dernière. Ce n'est pas incohérent, c'est le retour en force d'une politique des années 2000.

Maintenant, le gouvernement sait aussi que les coûts du PV ont drastiquement chuté et que la vente des "kits" solaires explose. Il est facile pour un particulier d'investir 800 euros pour 1kWc et de le monter sur un carport, une toiture, un balcon ou une terrasse. Ce n'était pas le cas il y a 3 ans. La rentabilité économique se situe entre 3 et 5 ans.

Pour ne pas se tirer une balle dans le pied, le gouvernement serait bien inspiré d'investir sur le développement massif du stockage (ce que fait l'Espagne actuellement, d'ailleurs).
RTE appelle, comme le cite Alain, à un développement massif de la flexibilité, mais le marché de détail semble résister : d'un côté la CRE tarde à assouplir les règles sur les horaires HP/HC dynamiques et à clarifier la possibilité d'offrir des heures creuses non programmées un jour à l'avance, de l'autre ENEDIS et les fournisseurs d'énergie semblent ne pas comprendre qu'activer la chauffe de tous les cumulus du pays entre 21h et minuit est s'asseoir sur un levier de flexibilité important (à entre 1kW et 3kW la résistance par foyers, on est à plusieurs GW dispatchables sans impact sur le confort).

Il y a une chose de surprenant cette année, c'est que, comme aujourd'hui, l'Espagne et la Portugal limitent les prix négatifs autour de 0, alors que les autres pays européens sont souvent bien plus négatifs.

Pendant ce temps, l'Espagne et le Portugal étaient donc aux environs de 0, malgré une forte production de solaire, voir en dessous. On voit sur le dernier diagramme, sur l'évolution de la production selon les sources le long de la journée, que la production d'électricité nucléaire et au gaz a été constant, sans doute pour assurer la stabilité de la tension et de la fréquence.

Pendant cette journée, l'Espagne a remonté de l'eau dans ses barrages, et a exporté 10% de sa production au Portugal. Évidemment, ils n'ont pas exporté en France, où les prix étaient moins élevés.

https://demanda.ree.es/visiona/peninsula/demandaau/acumulada/2026-04-23

Plusieurs raisons (selon moi, peux me tromper, loin d'être un spécialiste de l'Espagne, tout ca):
- en cette saison, l'éolien et le solaire ont une certaine complémentarité. Le vent souffle plus la nuit, le matin et le soir, et moins en journée. Le PV fait l'inverse. Voir l'effet constructif à la fin de la cloche solaire.
- l'Espagne a plus de solaire, le Portugal plus d'éolien. L'Espagne peut donc exporter une partie de son PV au Portugal (et au Maroc) en journée.
- l'Espagne a relativement peu de nucléaire, qu'elle garde à un point de fonctionnement quasi-constant. Chez nous, la lente dynamique du nucléaire et les capacités installées nous tire une balle dans le pied.
- l'hydraulique joue un gros rôle, en remontant de l'eau en journée et suivant la charge aux pointes, tout comme chez nous.
- l'Espagne a fait un gros travail de flexibilisation de la demande (un peu dans la douleur pour certains consommateurs, semblerait-il): le profil de consommation y est très différent de celui de la France ou de l'Allemagne par exemple, notamment sans réduction drastique de la conso après midi, au moment du pic solaire,
- on entre dans la saison chaude, dans laquelle les besoins en climatisation s'alignent quasi-parfaitement sur la cloche solaire.

Il est possible aussi que REE ait ordonné à certaines centrales de rester hors service tant qu'elles ne seront pas en conformité avec le grid code et ses évolutions récentes, je n'en suis pas sûr.
Et enfin, au vu des cours du gaz, je suppose qu'une bonne partie de la capa CCG et TAC reste à l'arrêt en permanence chez eux.
Si on regarde un autre graphe https://demanda.ree.es/visiona/peninsula/demandaau/total/2026-04-23 , on voit que REE est plutôt bon dans ses prévisions entre besoin de génération et ce qui est réalisé.