Fin d'obligation d'achat : que faire de sa centrale solaire ?

La fin d'obligation d'achat a commencé pour les premières centrales solaires françaises. Depuis le 26 juillet 2026, les contrats signés sous l'arrêté tarifaire de 2006 arrivent à leur terme de 20 ans (Hespul, 2026). Environ 235 000 contrats ont été conclus entre 2006 et 2010, pour 3,6 GW (CRE).

À l'échéance, aucun dispositif de soutien ne prend le relais. La centrale continue de produire, mais son électricité ne vaut plus que son prix de marché. Le propriétaire peut vendre au marché, signer un PPA ou autoconsommer. Le plus souvent, la bonne réponse combine ces options.

Que se passe-t-il à la fin d'un contrat d'obligation d'achat ?

La fin d'un contrat d'obligation d'achat met un terme au rachat de l'électricité à tarif garanti. EDF OA retire alors l'installation de son périmètre d'équilibre. Enedis demande au producteur de désigner un nouveau responsable d'équilibre, obligatoire pour garder son contrat d'accès au réseau (photovoltaique.info, septembre 2026).

• Pas de prolongation : il n'est pas possible de prolonger le contrat avec l'acheteur obligé.
• Pas de nouveau soutien : aucun dispositif public n'est prévu après les 20 ans.
• Pas de rachat automatique : sans nouvel acheteur, l'électricité injectée n'est plus rémunérée et l'accès au réseau peut être résilié.
• Pas de pénalité : l'indemnité de résiliation ne concerne que les sorties anticipées, pas l'arrivée au terme.

La durée de 20 ans court à partir de la mise en service, pas de la signature. Cette date figure sur le contrat : c'est elle qu'il faut vérifier en premier.

Combien de contrats arrivent à échéance, et quand ?

Les contrats concernés relèvent des arrêtés tarifaires de 2006, puis de janvier et août 2010, dits S06, S10 et S10B. L'arrêté S06 garantissait 300 €/MWh au sol, 400 €/MWh sur bâtiment et 550 €/MWh en intégration au bâti (CRE). Ces niveaux ont favorisé les toitures agricoles et industrielles en vente totale.

Les échéances s'étalent sur plusieurs années. Beaucoup de centrales autorisées en 2010 ont été mises en service plus tard. Selon la CRE (délibération n° 2026-149), la majorité de ces contrats arrivera à échéance avant 2033, avec une décroissance dès 2029.

Ces contrats pèsent encore près de 2 milliards d'euros par an sur les charges de service public (CRE, juillet 2026). Le projet de loi de finances pour 2027 prévoit de résilier par anticipation ceux de plus de 250 kWc, à des dates fixées par arrêté (article 82).

Ce texte, non adopté au 16 octobre 2026, ne viserait qu'environ un millier de grandes centrales. Les autres restent sur le calendrier contractuel.

Que vaut l'électricité solaire après la fin de l'obligation d'achat ?

Hors obligation d'achat, un kWh solaire vendu vaut son prix de marché aux heures où il est produit. Ce prix baisse, car toutes les centrales produisent aux mêmes heures.

• Prix spot moyen : 61 €/MWh en 2025 (RTE, bilan électrique 2025).
• Prix capté par le solaire : 40 €/MWh en 2025, soit 66 % du prix spot moyen (CRE, 2026).
• Valeur du surplus d'autoconsommation : environ 20 €/MWh en 2025 (CRE, délibération n° 2026-92).
• Prix négatifs : 513 heures en 2025, puis 407 heures au seul premier semestre 2026 (RTE).

Pour une centrale S06 intégrée au bâti, le revenu par MWh est donc divisé par plus de dix. Une installation de 100 kWc produisant 110 MWh par an passe d'environ 60 k€ au tarif d'origine à 4,4 k€ au prix capté de 2025 (calcul Battwoo, hors indexation). Nos articles sur la revente solaire en France et les prix négatifs de l'électricité détaillent ce phénomène.

L'installation reste productive : la durée de vie des modules dépasse 30 ans (photovoltaique.info).

Quelles options après la fin de l'obligation d'achat ?

Après la fin de l'obligation d'achat, le propriétaire peut vendre son électricité ou la consommer. Le démontage reste possible, mais il prive le site d'une centrale encore productive. Le bon choix dépend de la consommation du site et de son raccordement.

Vendre au marché via un agrégateur

Un agrégateur achète la production et assure la responsabilité d'équilibre. Les offres diffèrent par les frais de dossier, les frais mensuels, la durée d'engagement et la révision du prix (photovoltaique.info, 2026).

Le prix suit le marché de mi-journée, autour de 40 €/MWh en 2025, moins les frais. Les candidats à l'appel d'offres petit PV déclarent environ 5 €/MWh de frais d'agrégation (CRE, 2026).

Signer un PPA

Un PPA (power purchase agreement, contrat d'achat direct) vend la production à un consommateur, à un prix fixé sur plusieurs années. Il apporte de la visibilité, mais l'acheteur intègre le risque de profil solaire dans son prix.

Pour une centrale de 100 à 250 kWc, les volumes restent faibles face aux coûts de structuration d'un contrat de gré à gré.

Basculer en autoconsommation

L'autoconsommation consiste à consommer sur place l'électricité produite, avant d'injecter le surplus. Pour une centrale en vente totale, la bascule passe par trois étapes (photovoltaique.info, 2026) :

1. Demander à Enedis le changement de nature d'exploitation, de l'injection totale à l'injection du surplus.
2. Déposer le compteur de production, désormais inutile.
3. Raccorder la centrale au tableau général basse tension du site, par un électricien.

Le coût de la bascule et les règles de conformité électrique restent à clarifier (photovoltaique.info, 2026).

L'intérêt économique est net. Au tarif réglementé Bleu Pro, le kWh en option Base vaut 16,24 c€ HTVA depuis le 1er août 2026 (CRE, délibération n° 2026-147). Chaque MWh autoconsommé évite donc environ 160 € d'achat, contre 40 € s'il est vendu au prix capté.

Pourquoi associer une batterie à une centrale en fin d'obligation d'achat ?

Une batterie permet de consommer sur place une part plus grande de la production solaire, dans la limite des besoins du site. Sans stockage, l'essentiel de la production de midi part sur le réseau.

Un BESS (Battery Energy Storage System, système de stockage stationnaire par batteries) charge ce surplus de mi-journée. Il le restitue en fin de journée, quand le site consomme sans soleil. C'est le principe de l'autoconsommation solaire augmentée.

• Autoconsommation augmentée : un MWh stocké puis consommé évite un achat au réseau, au lieu d'être vendu environ 20 à 40 €/MWh.
• Décalage HP/HC (heures pleines/heures creuses) : la batterie se charge aux heures bon marché et alimente le site aux heures chères.
• Écart de prix journalier : 111,3 €/MWh en moyenne au premier semestre 2026 entre l'heure la plus chère et la moins chère (RTE).

Le TURPE (tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité) renforce cet enjeu. D'avril à octobre, les heures creuses à privilégier incluent désormais 11h-17h (CRE, délibération n° 2026-33). Le kWh solaire de midi remplace alors un kWh acheté au prix le plus bas de la journée.

Les systèmes Battwoo démarrent à 100 kWh et se déchargent en trois heures (C/3). Le BMS (système de gestion de batterie) Battwoo mesure le SoH (état de santé) de chaque cellule. Une batterie seconde vie réutilise des modules de véhicules électriques, avec un coût installé par kWh inférieur au neuf.

Que faire si le site consomme moins que la centrale ne produit ?

C'est le cas le plus fréquent : ces toitures ont été dimensionnées pour la vente totale, bien au-delà des besoins du site. Une batterie ne règle pas seule ce déséquilibre : elle déplace l'énergie dans la journée, elle ne crée pas de consommation.

L'indicateur clé est le taux de couverture : la part de la production que le site peut consommer, directement ou via un stockage. Quand il est faible, la solution combine plusieurs leviers :

• Autoconsommation collective : vendre le surplus à des consommateurs proches, comme une exploitation voisine, une coopérative ou une commune.
• Usages déplacés à midi : irrigation, séchage, froid, ventilation ou recharge de véhicules, programmés aux heures de production.
• Batterie dimensionnée sur le site : sa capacité suit la consommation du soir, pas la production de la centrale.
• Revente décalée : la batterie charge le surplus de midi et l'injecte le soir, quand le prix de marché est plus élevé.
• Vente du reliquat via un agrégateur, sans injection pendant les prix négatifs.

L'autoconsommation collective est souvent le levier le plus rémunérateur pour le surplus. Le périmètre est de 2 km, porté à 20 km en zone rurale, pour 5 MW au plus (ECOinfos, septembre 2026). Le prix se négocie entre le prix de marché, autour de 40 €/MWh, et celui que le voisin paie à son fournisseur.

Depuis une décision du Conseil d'État du 30 mars 2026, la part consommée localement est exonérée d'accise, pour une installation de moins de 1 MWc.

La revente décalée a ses limites. Une batterie de 100 kWh qui cycle une fois par jour déplace environ 28 MWh par an. Avec un écart effectif de 90 €/MWh, le gain avoisine 2,5 k€ par an (calcul Battwoo). Elle complète l'autoconsommation, sans la remplacer.

Repères Battwoo, selon la part de la production consommable sur site :

• Plus de 40 % : autoconsommation et batterie forment le cœur du projet.
• Entre 15 et 40 % : batterie dimensionnée sur le site, autoconsommation collective pour le surplus, vente du reste.
• Moins de 15 % : priorité à l'autoconsommation collective ou à un agrégateur ; la batterie ne vient qu'ensuite.

Comment choisir l'option adaptée à votre centrale ?

Le choix se fait à partir de la consommation réelle du site et de la production de la centrale, jamais à partir d'une seule offre d'achat.

1. Relever la date de mise en service sur le contrat, pour connaître l'échéance exacte.
2. Faire contrôler l'installation : modules, onduleur, câblage et étanchéité de la toiture.
3. Analyser la courbe de charge du site au pas de 10 ou 30 minutes, sur au moins douze mois.
4. Reconstituer la production horaire de la centrale, vieillissement des modules compris.
5. Comparer la valeur de chaque MWh : prix de marché net de frais, vente à un voisin, prix d'achat évité, gain d'une batterie.
6. Lancer les démarches Enedis plusieurs mois avant l'échéance.

C'est la démarche de notre étude de dimensionnement : la taille juste d'une batterie dépend de vos données, pas d'un ratio standard. Pour chiffrer les options de votre centrale avant son échéance, demandez une étude.

Fin d'obligation d'achat : ce qu'il faut retenir

• 235 000 contrats signés entre 2006 et 2010, pour 3,6 GW (CRE).
• Des échéances depuis le 26 juillet 2026, majoritairement avant 2033 (CRE).
• Aucune prolongation ni soutien public après les 20 ans.
• Un prix capté de 40 €/MWh en 2025 pour le solaire vendu au marché (CRE).
• Un kWh autoconsommé qui évite un achat au réseau, environ quatre fois plus cher.
• Un site qui consomme peu combine autoconsommation, partage local et vente du reste.
• Une batterie dimensionnée sur la consommation du soir, pas sur la production.

Sources

• photovoltaique.info — Sortie des contrats en obligation d'achat — démarches et options en fin de contrat, septembre 2026.
• CRE — Délibération n° 2026-149 sur les charges de service public 2026-2027 — coût et calendrier des contrats d'avant 2011, juillet 2026.
• CRE — Note sur le photovoltaïque couplé au stockage — prix capté du solaire en 2025, mars 2026.
• CRE — Délibération n° 2026-92 (avis sur l'arrêté S21) — valeur de marché du surplus, avril 2026.
• CRE — Délibération n° 2026-33 (TURPE 7) — heures creuses méridiennes, février 2026.
• CRE — Délibération n° 2021-160 (révision des contrats S06 et S10) — nombre de contrats et tarifs historiques, juillet 2021.
• RTE — Bilan électrique 2025, chapitre Prix — prix spot moyen et heures de prix négatifs, 2026.
• RTE — Bilan du premier semestre 2026 — prix négatifs et écart de prix journalier, juillet 2026.
• Hespul — Il y a 20 ans, l'arrêté tarifaire S06 — premières échéances au 26 juillet 2026, juillet 2026.
• L'Echo du Solaire — Budget 2027 et contrats de 2006 à 2010 — article 82 du projet de loi de finances, octobre 2026.
• ECOinfos — Électricité partagée entre voisins — règles de l'autoconsommation collective, septembre 2026.
• Selectra — Tarifs réglementés professionnels au 1er août 2026 — tarif Bleu Pro, d'après la délibération CRE n° 2026-147, août 2026.

FAQ sur la fin d'obligation d'achat

Peut-on prolonger son contrat d'obligation d'achat après 20 ans ?

Non. Il n'est pas possible de prolonger le contrat avec l'acheteur obligé, et aucun soutien public n'est prévu après les 20 ans (photovoltaique.info, 2026). Le producteur doit trouver un nouvel acheteur, autoconsommer ou démonter.

Que se passe-t-il si l'on ne fait rien à l'échéance ?

L'électricité injectée n'est plus achetée. Sans responsable d'équilibre désigné, Enedis peut suspendre puis résilier le contrat d'accès au réseau. Les panneaux produisent toujours, mais cette production ne rapporte plus rien.

Faut-il un nouveau Consuel pour passer en autoconsommation ?

Les règles de conformité de la bascule restent à clarifier au 16 octobre 2026 (photovoltaique.info). Hespul a proposé des règles techniques au Consuel et à Enedis (juillet 2026).

Les centrales de plus de 250 kWc sont-elles concernées par le budget 2027 ?

Le projet de loi de finances pour 2027 prévoit de résilier par anticipation les contrats S06, S10 et S10B de plus de 250 kWc. Les dates seraient fixées par arrêté, avec une clause de sauvegarde. Au 16 octobre 2026, le texte est en discussion au Parlement.

Que faire si le site consomme beaucoup moins que la centrale ne produit ?

Une batterie ne suffit pas : elle déplace l'énergie, elle ne crée pas de consommation. Le surplus se valorise d'abord par l'autoconsommation collective, avec des voisins situés à moins de 2 km, ou 20 km en zone rurale. La batterie se dimensionne sur les besoins du site, et le reliquat est vendu via un agrégateur.