Les épisodes de prix spot négatifs sur le marché de l’électricité français deviennent de plus en plus fréquents : selon le Bilan électrique 2024 de RTE publié en 2025, cela a été le cas en 2024 près de 4 % du temps, soit le double des occurrences de l’année précédente.
Dans le cadre de son analyse du phénomène en 2024, la CRE a souligné notamment qu’il traduit une surabondance d’offre par rapport à la demande sur certaines périodes, déséquilibre dont les origines sont multiples. Il s’agit d’un signal normal du marché, permettant en principe d’orienter les comportements de production et de consommation, notamment à travers la mobilisation des leviers de flexibilité : arrêt ou limitation de la production, stockage, gestion plus fine de la demande, … Les énergies renouvelables étant par nature flexibles, elles constituent en ce sens un véritable atout stratégique pour permettre d’adapter rapidement la production aux besoins du réseau et de valoriser économiquement les périodes de déséquilibre.
Toutefois, constatant une utilisation insuffisante des leviers de flexibilité en raison particulièrement de certains dispositifs de soutien aux ENR, la CRE a formulé plusieurs recommandations d’évolution concernant ces dispositifs, en particulier la nécessité de modifier les contrats d’obligation d’achat afin d’inciter les producteurs à réduire leur production en période de prix négatifs.
S’agissant des contrats d’obligation d’achat, la garantie d’un tarif fixe conduit mécaniquement, en période de prix négatifs, à des surcoûts élevés pour les finances publiques.
En plus d’introduire un nouvel outil de flexibilité, un dispositif d’arrêt/limitation de production permettrait donc de réduire ces charges.
Le dispositif a été mis en place par l’article 175 II de la loi de finances n° 2025-127 du 14 février 2025 et le texte d’application a été pris récemment, par l’arrêté du 22 décembre 2025.
Champ d’application du dispositif
Le dispositif d’arrêt/limitation en période de prix négatifs s’applique aux installations bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat, déjà conclu ou à conclure, en guichet ouvert comme en appel d’offres (article 175 II de la loi de finances pour 2025).
Installations concernées (article 2 de l’arrêté) :
Sont exclues du dispositif les installations lauréates des appels à projets « fermes pilotes éoliennes flottantes » et « systèmes énergétiques – villes et territoires durables » lancés par l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME).
Dans son avis sur le projet d’arrêté, la CRE a considéré que le choix de ces seuils était justifié par la volonté de cibler en priorité les installations présentant un potentiel de flexibilité significatif, tout en limitant la complexité opérationnelle du dispositif lors de sa phase de déploiement. Elle a toutefois souligné la nécessité d’un retour d’expérience, afin d’évaluer l’opportunité d’un élargissement ultérieur du périmètre.
Conditions de l’arrêt ou de la limitation de production
Dans le cadre du dispositif, l’acheteur obligé – EDF OA dans la plupart des cas – a la faculté d’ordonner aux producteurs ENR des arrêts ou des limitations de production lorsqu’il estime que ces mesures permettent de réduire les surcoûts supportés par la collectivité au titre du soutien aux énergies renouvelables.
Cela est tout particulièrement le cas lors des épisodes de prix spot négatif puisque EDF-OA va acheter au tarif de l’obligation d’achat une électricité dont le prix est négatif sur le marché.
Tous les types d’installations mentionnés ci-avant peuvent recevoir un ordre d’arrêt alors que seuls les parcs éoliens en mer peuvent recevoir un ordre d’arrêt ou de limitation de production, qui ne pourra porter sur une puissance inférieure à 24 MW (cf. article 2 III de l’arrêté).
EDF OA peut choisir de transmettre des ordres différents à chacune des filières (article 2 II de l’arrêté).
Précision terminologique concernant le cadre temporel (article 2 II de l’arrêté) :
- L’unité de temps correspond à l’unité en vigueur sur la plateforme de marché organisée ;
- Un épisode d’arrêt ou de limitation est constitué d’une succession d’unités de temps, complétée par des pas de temps de 5 minutes avant et après les unités de temps ;
- Chaque épisode est découpé en intervalles de validation, à l’échelle desquels le respect de la consigne est apprécié.
En ce qui concerne les délais de notification (article 2 III de l’arrêté) :
- Jusqu’au 31 décembre 2027, l’acheteur pourra notifier une demande d’arrêt/limitation au plus tard trente minutes avant l’heure-limite d’accès au réseau la veille de la date de livraison (16h30), soit avant 16h la veille ;
- Puis, à compter du 1er janvier 2028, la notification pourra intervenir jusqu’à deux heures avant le début de l’unité de temps concernée.
Plus concrètement, EDF OA est en train de déployer un outil « SMART OA » incluant une interface de programmation transmettant aux producteurs – et/ou aux entités qu’ils mandatent – les consignes (cf. le Guide d’utilisation de cet outil). A ce stade, l’outil ne concerne pas les parcs éoliens marins.
Entrée en vigueur pratique du dispositif : Suivant le Q&R d’EDF OA, compte tenu du délai de mise en place de l’interface, aucun ordre ne pourra être transmis avant le 31 mars 2026.
Respect des consignes, sanctions et mécanisme de compensation
Le producteur recevant l’ordre d’EDF OA doit ajuster son programme de production en conséquence. C’est une obligation et non une faculté.
Le respect de la consigne est apprécié sur chaque intervalle de validation, sur la base de la puissance corrigée moyenne, dans les conditions suivantes (article 2 IV de l’arrêté) :
- Le premier et le dernier pas de temps de 5 minutes (sauf pour les parcs éoliens en mer : les 2 premiers/derniers pas de temps) sont exclus des premiers et derniers intervalles de validation d’un épisode d’arrêt / de limitation ;
En ce sens, il est demandé aux producteurs de faire leurs meilleurs efforts pour ne pas anticiper les variations de production avant le 1er intervalle de validation, ni retarder le retour à une production normale après le dernier intervalle de validation de l’épisode (cf. la fin de l’article 2 II) ; - Une marge de tolérance est fixée à 2 % de la puissance installée pour considérer que l’ordre d’arrêt ou de limitation (parcs éoliens en mer)³.
Si le producteur ne respecte pas une demande d’arrêt ou de limitation, il ne bénéficie ni du tarif d’achat ni de la compensation afférente à la période concernée.
Cependant, la production injectée sur cette période ne sera pas prise en compte dans le calcul de l’énergie plafonnée, de la durée réelle mensuelle de fonctionnement ou de la durée annuelle de fonctionnement.
Lorsque le producteur respecte la demande d’arrêt/limitation, il perçoit une compensation financière versée mensuellement par l’acheteur obligé (article 2 V de l’arrêté).
Les formules de compensation en fonction des filières sont fixées par l’article 2 V de l’arrêté.
***
L’entrée en vigueur du dispositif impose aux producteurs une anticipation à plusieurs niveaux.
Sur le plan contractuel et technique, il est essentiel d’analyser les contrats existants, d’identifier les obligations nouvelles et d’adapter les systèmes de conduite et de mesure. Les outils de pilotage et de reporting doivent être mis en conformité avec les exigences de suivi par unité de temps et pas de cinq minutes.
Au-delà de la conformité réglementaire, le dispositif invite à intégrer la flexibilité comme composante stratégique de la gestion des parcs en obligation d’achat, tant dans les arbitrages de production que dans les projections économiques.
Enfin, l’arrêté prévoit, conformément aux recommandations de la CRE, la mise en place d’un retour d’expérience annuel (article 2 VI), qui sera susceptible de conduire à des ajustements du périmètre et des modalités du dispositif.
Les producteurs devront ainsi suivre attentivement les évolutions réglementaires à venir.
Anaëlle VEUILLOT, avocate au Barreau de Paris, collaboratrice senior IROISE AVOCATS
¹ Dans son avis rendu sur le projet d’arrêté, la CRE a fortement recommandé la diminution de ce seuil à 10 MWc.
² Concernant l’éolien en mer, le dispositif tient compte du fractionnement des parcs en plusieurs tranches et s’applique à l’ensemble des tranches de chaque parc à compter de la plus précoce des dates suivantes :
-Premier jour du mois suivant l’activation du contrat de la dernière tranche du parc ; ou
-Premier jour du mois suivant le premier anniversaire de l’activation du premier contrat de tranche de ce parc.
³ Cf. l’article 2-IV de l’arrêté.