Quelle valorisation pour l’électricité d’un projet photovoltaïque sur bâtiment ? Pour tout porteur de projet, il y a de quoi se perdre. On fait le point sur le photovoltaïque agricole et la rentabilité.
Tarifs EDF OA : le point sur le photovoltaïque sur bâtiment agricole de 9 à 100 kWc
Les conditions de vente ont en effet beaucoup bougé ces derniers mois. Le tableau ci-dessous résume les différents dispositifs existants pour les installations sur toitures, ombrières et serres. De 9 à 100 kilowatts crête (kWc), le régime connu depuis plusieurs années perdure.
EDF Obligation d’Achat (EDF OA) achète l’électricité produite à un tarif fixé par l’État pour 20 ans. Mais les conditions tarifaires sont revues chaque trimestre.
À noter, deux catégories existent au sein de cette plage : de 9 à 36 kWc et de 36 à 100 kWc.
Vente totale ou autoconsommation
Les derniers tarifs connus ont été publiés le 1er avril 2026. Au début du projet, le producteur décide de vendre la totalité de l’énergie, ou de vendre un surplus de sa production d’électricité qu’il n’aurait pas consommé.
« Aujourd’hui, la grande majorité des projets agricoles vendent la totalité de l’électricité, informe Johan Raymond, directeur commercial d’EDF Solutions Solaires. Moins de 10 % des porteurs choisissent l’autoconsommation. Il s’agit de situations avec des besoins énergétiques importants (installations frigorifiques notamment), pour lesquelles des économies d’électricité de 15 à 20 %, voire davantage, sont possibles. »
Appels d’offres
Entre 101 et 500 kWc, l’État met en concurrence les projets. Cela signifie donc qu’il n’utilise pas le système de tarif unique. Au contraire, il sélectionne les projets en passant des appels d’offres simplifiés (AOS), sur la base des prix de vente de l’électricité proposés par les porteurs de projet.
Plus le prix est bas, plus le projet a donc de chance d’être accepté. « À partir de 101 kWc, seule la vente de la totalité de l’électricité est possible, indique Johan Raymond. Il est théoriquement autorisé d’autoconsommer la production et d’en vendre le surplus. Toutefois, dans les faits, les acteurs du marché n’achètent pas de tels surplus, dont les volumes sont faibles et difficiles à prévoir. »
Un seul AOS est allé à son terme aujourd’hui. Les lauréats proposaient un prix de vente moyen de 88,73 €/MWh. « Un résultat peu représentatif, estime Johan Raymond. Car peu de projets avaient répondu à cet AOS, juste après la réforme des conditions tarifaires pour ce créneau de puissance. Les candidats à la prochaine session, peut-être en juillet 2026, devraient être plus nombreux et donc donner une meilleure idée de ce marché. »
Tarif d’agrégation
Au-delà de 500 kWc, même principe. Tout porteur de projet doit répondre à un appel d’offres (AO). La Commission de Régulation de l’Energie en émet quatre par an. Onze ont déjà donné leur verdict. « Pour cette catégorie, le marché est plus stable », note Johan Raymond. Jusqu’à maintenant. Car pour la douzième période d’appel d’offres, les projets d’autoconsommation pourront candidater dans ce dispositif. « Le prix moyen accordé par la onzième période était de 96,48 €/MWh, soit 1 % de moins que pour la dixième. Cette fois, on s’attend à une baisse plus forte en avril prochain » prévoit le directeur commercial.
De 101 à plus de 500 kWc, l’État, via EDF OA, verse un « complément de rémunération » au producteur pendant 20 ans. Le tarif proposé par le producteur est diminué du tarif d’agrégation, d’environ 5 €/MWh. Cela rémunère les agrégateurs, ces acteurs qui gèrent la mise de l’électricité sur le marché.
« Pour une installation classique de 500 kWc sur toiture, l’ordre de grandeur de l’investissement est de 300 000 €, illustre Johan Raymond. Cela comprend tout le matériel, les onduleurs, les travaux et les démarches administratives, mais pas le raccordement. Cette charge varie selon la distance au réseau. Elle demeure un facteur majeur de la rentabilité du projet. »
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