Se lancer avant une nouvelle baisse des tarifs…

2025 restera une année perturbée du fait de l’instabilité économique et politique. Pour la filière photovoltaïque cela se traduit par une modification des conditions d’accès aux tarifs garantis par l’Etat et à une forte baisse de ces tarifs.

En sachant que le 3e volet de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 3), visant à permettre à la France de se doter d’une énergie décarbonée, compétitive et souveraine, est en attente et n’est pas annoncée avant fin 2027. On peut raisonnablement penser que les bonnes nouvelles pour la filière devraient être peu nombreuses à arriver d’ici là… Et les prévisions des spécialistes font par ailleurs état d’une nouvelle baisse des tarifs d’achat début 2026. Il est donc opportun de se pencher sur un éventuel projet de centrale photovoltaïque sur sa toiture avant la fin de l’année, mais pas n’importe lequel.

Pour les systèmes en vente en totalité

Pour les centrales intermédiaires, dont la puissance est de 36 ou 100 kWc, l’évolution des tarifs ces derniers mois est la plus forte jamais enregistrée et bien entendue à la baisse. Cependant un projet bien réfléchi et simple (centrale d’un seul tenant, toiture récente…) dégagera toujours une rentabilité acceptable sur dix à quinze ans. Même si ce n’est plus l’âge d’or du photovoltaïque sur toitures, la forte baisse du coût matériel de ces dernières années permet encore un investissement intéressant.

Pour les centrales de puissance allant de 100 à 500 kWc l’Etat a bel et bien officialisé son « appel d’offre simplifié » tel qu’annoncé dans notre article du 24 avril 2025[CE1] .

En vigueur depuis le 22 septembre 2025 il signe la fin de l’obligation d’achat pour ces grandes centrales très prisées par le monde agricole. Le fonctionnement indiqué dans notre article de mars se confirme sur plusieurs points : mise en concurrence, complément de rémunération, « caution de réalisation » de 10 000€ et bien entendu, complexité…

En effet le tarif est plafonné pour la première période à 9,5c€/kWh. Mais compte tenu des baisses de tarif pour les centrales de 36 et 100 kWc l’on peut s’attendre à une forte baisse de ce plafond.

En cas de coût nul ou négatif de l’électricité sur le marché public, il est à présent clair que l’Etat ne payera pas les kWh produit sur ces périodes. Un mécanisme de compensation est mis en place et est activé si la centrale photovoltaïque est arrêtée pendant ces périodes. Mais cela ne payera pas autant que l’obligation d’achat qui rémunère en totalité quel que soit la situation du marché. Enfin, au même titre que pour les centrales de plusieurs méga watt crête (MWc), le porteur de projet devra faire appel à un agrégateur pour mettre en vente son électricité sur le marché. Intermédiaire qu’il faudra donc rémunérer à hauteur de 0,5 à 1c€/kWh (extrapolation sur la base des références pour les grandes centrales).

« Pour résumer, la tranche 100-500 kWc nécessite plus d’intermédiaires, est plus complexe et plus risquée. Les coûts du matériel demeurent stables voire en légère baisse mais l’on peut craindre que cela ne suffise plus à compenser la baisse des tarifs et/ou l’influence des heures négatives. Sans oublier la grande prudence à avoir sur les coûts de raccordement, le surcoût de l’assurance, … autrement dit il faut tout peser avec attention », précise Enzo Casnici, conseiller énergie à la chambre d’agriculture du Rhône. « Attention aussi aux engagements pris vis-à-vis des tiers et vigilance sur le démarchage et les petites lignes des contrats », complète-t-il. « Si la situation est plus difficile pour un agriculteur souhaitant investir dans le photovoltaïque, il en est de même pour les photovoltaïciens. On peut imaginer que de nouveaux modèles économiques vont être mise en place. Autres que ceux simples et sécurisés connus jusqu’alors parce que couvert par l’Etat. »

En autoconsommation

Il reste toujours l’option d’autoconsommer sa production d’énergie, soit individuellement, soit collectivement.

Sur le modèle individuel, l’avantage non négligeable est l’absence de taxe sur les kWh autoproduits. La prime d’autoconsommation s’avère toujours intéressante bien qu’en baisse. Le projet est réussi techniquement s’il est maîtrisé et bien dimensionné. En effet le surplus d’électricité est toujours vendu à des tarifs très bas, ayant récemment atteint un niveau proche de celui d’avant 2022 (6c€/kWh), d’où l’intérêt d’autoconsommer le maximum de sa production.

Le segment inférieur à 9 kWc est de loin le plus endommagé. Les chiffres annoncés en 2025 ternissent encore la rentabilité de projets qui n’étaient déjà pas évidente avec un tarif d’achat du surplus et une prime autoconsommation plus élevée. Le repli des taux d’emprunt et une baisse à 5,5 % de la TVA sur ces centrales pourrait équilibrer la balance. Il sera toutefois préférable d’éviter les investissements dans ce segment.

Les centrales dont la puissance est comprise entre 9 (préférer à partir de 20 kWc) et 100 kWc demeurent les plus rentables de la filière, sous condition d’être convenablement dimensionnées. Des taux d’autoconsommation inférieur à 50% peuvent même être envisagé dans certains cas. Il reste nécessaire d’étudier précisément ces projets avant de se lancer.

Le modèle de l’autoconsommation collective est bien plus complexe à mettre en place et demande un suivi administratif important. Il est pour l’instant peu déployé dans le monde agricole et pour cause, heures négatives et coût d’agrégation font peser les mêmes craintes de viabilité économique que pour les grandes centrales en vente en totalité présenté plus tôt.

 Réunion d’information

Pour compléter cet article, poser vos questions et parler réseau d’électricité, la Chambre d’agriculture du Rhône et Enedis vous invite à une réunion d’information le mercredi 3 décembre matin.

Inscription via le QR Code ci-contre à

E.P. et E.C.

Renseignements auprès d’Enzo Casnici, conseiller énergie à la chambre d’agriculture du Rhône : [email protected] et 06 30 03 79 27.