Les résultats des appels d’offres solaires du 7 octobre 2026 placent le solaire au sol à 61,33 €/MWh et le Petit PV à 75,48 €/MWh. Ces niveaux ne donnent pas le prix d’une opération d’autoconsommation collective, mais ils créent un nouveau repère pour arbitrer entre injection sur le réseau et valorisation locale de l’électricité solaire.
Le 7 octobre 2026, la ministre déléguée chargée de l’Énergie a annoncé les résultats des dernières périodes d’appels d’offres photovoltaïques. Le prix moyen pondéré du solaire au sol atteint près de 60 €/MWh. Celui du Petit PV, pour les installations de 100 à 500 kWc, s’établit autour de 75 €/MWh.
Ces chiffres sont spectaculaires. Ils ne signifient pourtant ni que tous les parcs produisent à 60 €/MWh, ni qu’un consommateur peut acheter son électricité à ce prix. Ils créent surtout un nouveau repère public pour comparer l’injection au réseau et la valorisation locale en autoconsommation collective.
Réponse courte. Un prix d’appel d’offres est un prix de référence proposé par des producteurs dans un mécanisme de soutien. Ce n’est ni une facture d’électricité ni le tarif d’un contrat d’ACC. À 60 €/MWh, l’intérêt de l’ACC ne devient pas automatique : il se démontre en comparant, sur les mêmes mégawattheures, la valeur nette de l’injection et celle du partage local.
Résultats du 7 octobre 2026 : que disent vraiment les prix ?
Le 7 octobre 2026, la ministre déléguée chargée de l’Énergie a annoncé les résultats de la neuvième période de l’appel d’offres PPE2 « PV Sol » et de la deuxième période « Petit PV ». Deux jours plus tard, le 9 octobre, la Commission de régulation de l’énergie a publié ses délibérations d’instruction et confirmé les chiffres précis.
- Photovoltaïque au sol : 125 projets désignés, représentant 931,4 MWc, pour un prix moyen pondéré de 61,33 €/MWh. C’est 23 % de moins que les 79,48 €/MWh de la période précédente.
- Petit PV de 100 à 500 kWc : 871 projets désignés, représentant 288,3 MWc, pour un prix moyen pondéré de 75,48 €/MWh. La baisse atteint 15 % par rapport aux 88,73 €/MWh de la première période.
Ce qui est établi — et ce qu’il ne faut pas en déduire
En effet, ces prix sont les moyennes pondérées des offres retenues pour deux périodes précises. Toutefois, ils témoignent d’une forte compétitivité des dossiers sélectionnés. Ils ne décrivent donc ni le coût de production de toutes les centrales françaises, ni le prix auquel une entreprise ou une collectivité peut acheter son électricité.
En outre, ils ne constituent pas non plus une promesse de rentabilité uniforme. Le modèle économique de chaque projet reste lié à son investissement, à son productible, à ses coûts de raccordement et d’exploitation, à son calendrier et aux conditions du mécanisme de soutien.
61,33 €/MWh n’est pas le prix payé par un consommateur
Dans l’appel d’offres, le prix moyen pondéré intervient dans un contrat de complément de rémunération. Le producteur vend l’électricité sur le marché ; le mécanisme public calcule ensuite un complément selon le cahier des charges, le prix de référence du projet et les prix de marché.
De son côté, la facture d’un consommateur professionnel couvre un autre périmètre : l’énergie, l’utilisation du réseau, les taxes et contributions, ainsi que les conditions du contrat de fourniture. Dans une ACC, le consommateur garde par ailleurs un fournisseur pour l’électricité complémentaire lorsque la production locale ne suffit pas.
Surtout, le TURPE n’est pas une taxe. C’est le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité, donc la composante d’acheminement. Les taxes et contributions forment une catégorie distincte. Comparer directement 61,33 €/MWh à un prix de facture « tout compris » revient donc à comparer deux objets différents.
Ainsi, la comparaison utile porte sur deux valeurs nettes : le revenu alternatif que le producteur obtiendrait pour les volumes injectés, et la composante de coût que le consommateur peut réellement remplacer grâce aux volumes locaux. Tout ce qui reste dû — réseau, fiscalité, complément de fourniture et gestion de l’opération — doit demeurer visible dans le calcul.
Les appels d’offres autorisent désormais l’ACC
Le cahier des charges de la neuvième période PV Sol précise que les installations au sol et agrivoltaïques sont éligibles, y compris lorsqu’elles valorisent une partie de leur production en autoconsommation individuelle ou collective. Le cahier des charges de la deuxième période Petit PV prévoit la même possibilité pour les installations de 100 à 500 kWc sur bâtiment, ombrière ou au sol.
En pratique, cette ouverture ne permet pas de cumuler deux rémunérations sur un même volume. Dans le Petit PV, la « production corrigée » servant au complément de rémunération est nette de l’électricité consommée en ACI ou en ACC. Autrement dit :
- les mégawattheures partagés avec les consommateurs sont valorisés par le contrat local de l’ACC ;
- le surplus injecté suit le mécanisme de vente et de soutien applicable au projet ;
- un même mégawattheure ne bénéficie pas simultanément des deux voies.
Par conséquent, ce principe transforme l’analyse économique. Il ne suffit plus d’opposer un « tarif CRE » à un « prix ACC ». Il faut simuler la répartition réelle des volumes entre partage local et injection.
Pourquoi un prix bas peut renforcer l’intérêt de l’ACC
Dès lors, un prix d’appel d’offres plus faible réduit le repère public de valorisation de l’électricité injectée. Pour certains projets, un débouché local contractuel peut alors devenir plus intéressant, surtout lorsque des consommateurs présentent des profils diurnes réguliers et recherchent de la visibilité sur leur coût d’énergie.
Ainsi, l’ACC peut créer un corridor de valeur :
- le producteur cherche un prix local supérieur à son revenu net alternatif sur les volumes concernés ;
- le consommateur cherche un coût local inférieur à la composante d’énergie qu’il aurait achetée à son fournisseur ;
- l’écart doit financer la gestion, la facturation, le risque contractuel et le fonctionnement de l’opération.
En particulier, cette logique est particulièrement utile pour des zones d’activité, des sites tertiaires, des commerces, des équipements publics ou des portefeuilles multi-sites dont les consommations coïncident avec la production solaire.
Analyse Jane
Le signal envoyé par 61,33 €/MWh n’est pas « l’injection ne vaut plus rien ». Il signifie que la filière sait proposer des références très compétitives dans un cadre fortement standardisé. Pour battre ou compléter ce scénario, une ACC doit donc apporter une valeur identifiable : meilleur revenu net, stabilité contractuelle, débouché local, diversification des recettes ou réponse à un objectif territorial.
Quand l’ACC ne crée-t-elle pas assez de valeur ?
En revanche, l’ACC n’est pas une prime ajoutée au projet. Elle peut même dégrader l’équation si les consommateurs sont trop peu nombreux, si leurs courbes correspondent mal à la production, si le prix local est mal calibré ou si les coûts d’exploitation absorbent l’écart de valeur.
Quatre risques doivent être testés :
- un taux de partage surestimé, construit sur des consommations annuelles plutôt que sur les pas de mesure réels ;
- un prix local trop élevé, qui protège le producteur mais ne laisse plus d’économie au consommateur ;
- un prix local trop bas, qui séduit les participants mais ne couvre pas le manque à gagner et les coûts de gestion ;
- une dépendance excessive à un gros consommateur, sans scénario de remplacement ou de repli vers l’injection.
Enfin, les délibérations publiées par la CRE confirment les moyennes retenues, mais elles ne transforment pas ces repères en hypothèses universelles. Il serait donc imprudent d’appliquer mécaniquement 61,33 €/MWh à tous les business plans.
La méthode : comparer les mêmes mégawattheures
Pour arbitrer entre injection et partage local, Jane recommande cinq tests.
1. Reconstituer le scénario d’injection
D’abord, projetez les volumes injectés, le prix de marché, le complément de rémunération, les frais d’agrégation, l’exposition aux prix négatifs et les contraintes du cahier des charges.
2. Mesurer le partage réalisable
Ensuite, croisez la courbe de production et les courbes de consommation au pas de mesure applicable. Une consommation annuelle élevée ne garantit pas qu’elle soit présente au bon moment.
3. Construire un prix local acceptable des deux côtés
Puis, le prix doit protéger le producteur tout en laissant au consommateur une économie compréhensible. L’acheminement, les taxes et la fourniture complémentaire restent à intégrer selon le montage.
4. Valoriser séparément le surplus
De plus, le modèle doit distinguer les volumes partagés et le reliquat injecté. Le surplus conserve son propre contrat et son propre risque de marché.
5. Dégrader volontairement les hypothèses
Enfin, testez la sortie du principal consommateur, une baisse du taux de partage, un retard de mise en service et un prix local moins favorable. Un projet robuste doit rester lisible lorsque l’hypothèse centrale ne se réalise pas.
Pour reprendre les fondamentaux réglementaires, consultez le guide complet de l’autoconsommation collective en 2026. L’article sur les prix négatifs et l’ACC dans les appels d’offres CRE complète l’analyse du surplus injecté.
Le rôle de Jane : objectiver l’écart de valeur
Le simulateur Jane confronte la production aux courbes de charge des consommateurs et sépare les volumes partagés du surplus. Il permet de comparer plusieurs prix locaux, clés de répartition et scénarios de sortie sans confondre taux d’autoconsommation et rentabilité.
Jane accompagne ensuite la constitution de la PMO, le conventionnement avec Enedis, la contractualisation, le pilotage des flux et la facturation. L’objectif est de relier le business plan à ce qui se passe réellement après la mise en service.
Questions fréquentes
Que signifie exactement le prix de 61,33 €/MWh ?
Il s’agit du prix moyen pondéré des offres retenues pour la neuvième période de l’appel d’offres PPE2 PV Sol. Ce chiffre ne représente ni le coût de toutes les centrales ni le prix final payé par un consommateur.
Quel prix a été retenu pour le Petit PV ?
La deuxième période du Petit PV, pour les installations de 100 à 500 kWc, affiche un prix moyen pondéré de 75,48 €/MWh pour 871 projets représentant 288,3 MWc.
Le TURPE est-il une taxe dans une opération d’ACC ?
Non. Le TURPE rémunère l’utilisation des réseaux publics d’électricité. Les taxes et contributions sont distinctes. Les deux peuvent rester dus sur l’électricité locale selon les règles applicables, mais ils ne doivent pas être fusionnés dans l’analyse.
Une centrale lauréate peut-elle participer à une ACC ?
Oui. Les cahiers des charges en vigueur du PV Sol et du Petit PV autorisent les projets qui valorisent une partie de leur production en autoconsommation collective, sous réserve de respecter leurs conditions techniques et contractuelles.
Les volumes partagés en ACC reçoivent-ils aussi le complément de rémunération ?
Non. Les volumes autoconsommés collectivement sont retirés de la production prise en compte pour le complément de rémunération. Ils sont valorisés séparément par le contrat local conclu avec les participants.
Comment savoir si l’ACC est plus intéressante que l’injection ?
Il faut comparer les mêmes volumes sur la même durée : revenu net de l’injection, valeur du partage local, prix du surplus, coûts de gestion, synchronisation des courbes et risques de départ des consommateurs. Un taux d’autoconsommation élevé ne suffit pas à prouver la rentabilité.
Ce qu’il faut retenir
Les résultats annoncés le 7 octobre et détaillés par la CRE le 9 octobre 2026 confirment une forte baisse : 61,33 €/MWh pour le PV au sol et 75,48 €/MWh pour le Petit PV.
Pour les porteurs de projets, la conséquence immédiate est plus opérationnelle : l’ACC doit être comparée à une référence d’injection devenue beaucoup plus compétitive. Elle conserve un intérêt lorsqu’elle crée un débouché local solide, partage une valeur mesurable et reste viable dans des scénarios dégradés.
À 61,33 €/MWh, la bonne question n’est donc pas « faut-il abandonner l’injection ? », mais « quels mégawattheures gagnent réellement à être contractualisés localement ? »
Sources officielles et sectorielles
- CRE — résultats et délibérations PV Sol et Petit PV, 9 octobre 2026
- Journal des énergies renouvelables — le solaire au sol tombe à 60 €/MWh
- France renouvelables — annonce des résultats au Colloque national du 7 octobre 2026
- Journal des énergies renouvelables — les annonces de Maud Bregeon du 7 octobre 2026
- pv magazine France — les prix chutent sur le Petit PV et le PV au sol, 8 octobre 2026
- CRE — page officielle de l’AO PPE2 PV Sol
- CRE — cahier des charges de la 9e période PV Sol
- CRE — page officielle de l’AO Petit PV
- CRE — cahier des charges de la 2e période Petit PV
- CRE — résultats officiels de la 8e période PV Sol
