Le solaire français a bénéficié en août d’un environnement de marché nettement plus favorable qu’un an auparavant. Hausse des prix de gros, recul des épisodes de prix négatifs et nouvelles mesures d’écrêtement ont permis aux producteurs de capter leur meilleur prix moyen estival depuis 2023.
Son meilleur niveau estival depuis 3 ans
La production solaire française a capté en août 2026 un prix moyen de gros de 72,82 €/MWh, son niveau le plus élevé pour un mois d’été depuis 2023, selon les données publiées par le régulateur. La progression est particulièrement marquée par rapport à août 2025, lorsque les revenus issus de la production photovoltaïque sur le marché de gros n’avaient atteint que 26,61 €/MWh en moyenne.
En période estivale, le solaire est généralement pénalisé par un phénomène de « synchronicité » : lorsque l’ensoleillement est important, un grand nombre d’installations produisent simultanément. Cette abondance d’électricité exerce une pression à la baisse sur les prix, réduisant mécaniquement la valeur captée par les producteurs photovoltaïques. L’été 2026 a toutefois présenté une configuration différente. Les prix spot ont atteint en août leurs niveaux les plus élevés depuis trois ans et demi, notamment sous l’effet de fortes réductions de la production nucléaire liées aux températures élevées.
À cette tension sur l’offre électrique s’est ajoutée la hausse du prix du gaz après la fermeture du détroit d’Ormuz. Avant le début de la guerre entre les États-Unis et l’Iran fin février, environ 20 % de l’approvisionnement mondial en GNL transitait par cette voie maritime stratégique. Ces facteurs ont contribué à maintenir des prix de gros élevés, y compris lors des périodes de forte production photovoltaïque.
Les prix négatifs reculent d’un tiers
Le solaire a également bénéficié d’une nette diminution des périodes de prix négatifs. En août 2026, la France a enregistré 163 quarts d’heure à prix spot négatifs, soit près de 41 heures, contre 244 quarts d’heure, ou 61 heures, un an auparavant. Leur nombre a ainsi reculé d’environ un tiers, tandis que leur intensité moyenne a également diminué. Cette évolution intervient notamment après l’instauration, en avril, d’un nouveau dispositif permettant de réduire, voire d’interrompre, la production de certaines installations renouvelables bénéficiant d’une obligation d’achat lorsque les prix deviennent fortement négatifs.
Le mécanisme couvre désormais plus de 7 GW de capacités et prévoit notamment un ordre d’achat fixé à -0,11 €/MWh pour les volumes susceptibles d’être écrêtés. L’objectif est à la fois de limiter l’ampleur des épisodes de prix négatifs et de réduire le coût du soutien public aux énergies renouvelables.
À la fin du premier semestre 2026, la France comptait par ailleurs 34 GW de capacités solaires installées, selon les chiffres rapportés par Montel. Le photovoltaïque représentait environ 6 % de la production électrique française en 2025.
De nouvelles évolutions sont attendues à partir de 2027. La France prévoit notamment de proposer de nouveaux produits à terme pour commercialiser l’électricité issue des installations sous obligation d’achat. Ceux-ci doivent davantage correspondre au profil spécifique de production du solaire et permettre de « mieux protéger le budget de l’État contre la volatilité à court terme des prix de gros », selon les termes rapportés par Montel.
Source : Montel
Titulaire d’un Master II en journalisme, Giovanni DJOSSOU a œuvré en tant que journaliste de presse écrite dans différents journaux et magazines pendant plus d’une décennie.
Spécialisé dans le secteur de l’énergie depuis 2023, il a la charge de la rédaction d’articles, de la conduite d’interviews ainsi que de la création de programmes pour Opéra Energie.
