Moins rentable qu’auparavant, installer une centrale photovoltaïque sur un bâtiment agricole reste néanmoins une opportunité de nuancer le coût de la construction de bâtiments ou leur rénovation. La nouveauté 2025 en la matière ciblait le segment intermédiaire des centrales de puissance entre 100 et 500 kWc.
Mise en concurrence des projets de 100 à 500 kWc
Pour connaître leur prix de vente, les porteurs d’un tel projet doivent désormais en passer par le schéma de l’appel d’offres, dit simplifié dans le cas présent (AOS). La première salve de ce dispositif s’était soldée en octobre 2025 par l’acceptation de 157 projets.
Plus de 120 dossiers ont été écartés pour non-conformité ou pour respecter la règle de compétitivité. « C’est un concours au moins-disant. Les candidats ne sont donc pas sûrs d’être lauréats », commente Isabelle Hascoët, conseillère experte en solaire photovoltaïque à l’Apepha.
De leur côté, les 157 producteurs retenus vendront leur électricité en moyenne à 88,73 €/MWh. Alors que le gouvernement a annoncé qu’en juillet 2026 une deuxième période de l’AOS s’ouvrira, qu’en sera-t-il de ce repère ?
Bye bye les panneaux chinois ?
« Pour ce segment 100-500 kWc, il est vraiment difficile de se prononcer sur le niveau de prix qui sera retenu », résume Mehdi Miftah, chargé de mission Énergie à la fncuma. D’un côté, le dispositif devrait désormais s’ouvrir aux installations au sol, « plus compétitives que celles sur bâtiment ». De quoi tirer le prix d’achat moyen vers le bas.
Mais à l’inverse, « les coûts des installations photovoltaïques et des travaux ne sont pas prévus à la baisse actuellement en raison du conflit en Iran ». De plus, de nouvelles contraintes apparaîtront, dont les critères NZIA. Le Net Zero Industry Act vise à accroître les capacités de l’UE en matière de technologies propres. Isabelle Hascoët précise : « En clair, ce sera l’obligation de mettre en place du matériel non chinois. Cela risque de renchérir l’investissement matériel. »
Le segment des plus grandes installations sur bâtiment (> 500 kWc), dont la 12e période d’appel d’offres a eu lieu en avril 2026, avait déjà connu une situation comparable en 2022. Mehdi Miftah se souvient : « Il y avait alors eu une hausse du prix retenu, qui s’explique par une hausse globale des dépenses d’investissement et du coût de la dette à cause du conflit en Ukraine. » Puis, le prix d’achat moyen du mégawattheure avait repris son érosion, de l’ordre d’1 % de période en période.
Nouvelles incertitudes
Le schéma de valorisation de la production contractualisée par l’appel d’offres intègre en outre une étape d’agrégation. Ce sont des coûts de quelques euros par mégawattheure qui réduisent d’autant le revenu du producteur. « Une difficulté à prendre en compte : les agrégateurs proposent généralement une durée de contrat de deux ou trois ans », indique Émilien Lassara, référent photovoltaïque à Hespul, dans un webinaire.
Isabelle Hascoët pointe enfin le cas des heures où le prix de l’électricité est négatif. « En 2025, il y en a eu environ 500. RTE prévoit que ce nombre annuel double ou triple d’ici 2030. » Or les projets de ce type devront prendre en compte « l’obligation de stopper l’injection du courant sur le réseau durant les heures à prix négatif ». Une compensation financière de l’État est alors prévue. Mais Isabelle Hascoët termine en expliquant qu’ « elle ne devrait couvrir au mieux que 50 % du manque à gagner ».
Simplicité relative et lisibilité
Les nouvelles centrales de puissance inférieure à 100 kWc bénéficient toujours de la clarté du guichet ouvert (tarif S21). Pour autant, l’horizon n’est pas plus radieux pour ces projets. D’une part, « l’État a annoncé vouloir stopper le tarif d’achat en injection totale. Il ne resterait plus qu’un tout petit tarif d’achat à 1.1 c€/kWh pour le surplus d’installations qui devraient toutes être en autoconsommation », prévoit Isabelle Hascoët.
D’autre part, les temps de retour sur investissement des centrales avoisinent déjà la trentaine d’années avec le prix actuel (70 €/MWh). Mehdi Miftah en conclut : « Par le passé, la vente de l’électricité sur les vingt ans de l’obligation d’achat pouvait couvrir l’ensemble des coûts de construction ou la rénovation lourde d’un bâtiment agricole. À ces niveaux de tarif, ce n’est plus le cas. » Isabelle Hascoët soutient que pour se concrétiser, les futurs projets devraient donc « trouver leur propre modèle économique, sans l’accompagnement financier de l’État ».
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