25-08-2026
SNBC 3 : la nouvelle feuille de route bas-carbone de la France décryptée
Le 10 août 2026
La face cachée des prix négatifs de l’électricité
Mise en lumière par Maylis Bonus,
Chargée de communication
Chargée de communication
En 2025, la France a enregistré 513 heures de prix négatifs sur le marché de l'électricité. Ce phénomène est créé par une production d'électricité supérieure à la demande. Mais, au-delà de la logique offre - demande, que signifie ce déséquilibre ? Que devons-nous comprendre des prix négatifs ? Quelles sont les enjeux et les solutions pour faire face à cette nouvelle donne technique et économique ?
Prix négatifs sur le marché de l’électricité : reflet d’un déséquilibre offre-demande
Le signal-prix d’une abondance de production électrique
Sur le marché de gros, le prix spot de l’électricité se négocie principalement à l’avance sur les marchés journaliers (day-ahead), par tranches horaires. Quand l’offre dépasse la demande, ce prix baisse et peut devenir négatif. Les producteurs rémunèrent alors les acheteurs pour écouler leur production.
En 2025, l’électricité française a enregistré 513 heures de prix négatifs sur le marché de gros. Un volume multiplié par 1,5 par rapport à 2024 (352 heures sur l’année).
Un record à -498 euros le mégawattheure en 2026
L’atteinte de ce plancher historique (fixé à -500 €/MWh) le 1er mai 2026, montre l’intensité du déséquilibre lors de certaines journées de faible consommation. Depuis, le seuil réglementaire a été abaissé à -600€/MWh sur le marché spot européen de l’électricité.
Avec déjà 408 heures de prix négatifs enregistrées au premier semestre 2026, ce phénomène s’affirme désormais comme une tendance structurelle du marché de l’électricité et de plus en plus précoce dans l’année.
Le saviez-vous ?
Entre le 1er janvier et le 27 mai 2026, RTE a recensé des épisodes négatifs d’environ 5 heures et un prix moyen de l’ordre de-20 €/MWh pour la moitié du volume total des prix négatifs.
Les 3 facteurs pour comprendre les prix négatifs de l’électricité
Le phénomène des prix négatifs résulte d’une asynchronie entre 3 facteurs : la production d’électricité, la consommation et le réseau électrique. Ces 3 facteurs n’avancent pas au même rythme, créant un déséquilibre qui se traduit en prix négatif sur les marchés.
Une production d’électricité supérieure à la demande
Depuis la crise énergétique de 2022 marquée par l’indisponibilité d’une partie du parc nucléaire français et la faible production hydraulique liée à la sécheresse, la France produit plus d’électricité que ce que les Français en consomme.
En 2023 et 2024, la production électrique française bat son plein et connait une forte croissance. En 2025, la France a produit 547,5 TWh, soit 1,5% de plus qu’en 2024. Les centrales hydrauliques et nucléaires ont retrouvé leurs pleines capacités de production, le nucléaire étant également boosté par l’entrée à pleine puissance de l’EPR de Flamanville.
Les énergies renouvelables, portés par le solaire et l’éolien en mer, contribuent également à la bonne santé de la production française.
Le saviez-vous ?
Une partie de cette production excédentaire est exportée via les interconnexions du réseau électrique. Ces exportations d’électricité ont généré 5,4 milliards d’euros de recettes nettes en 2025.
Mais la crise énergétique a aussi eu un effet sur la consommation d’électricité : les prix alors très élevés et les appels à la sobriété du Gouvernement ont rendu les ménages économes et les industries françaises frileuses, dans un contexte géopolitique et un marché de l’énergie encore volatil aujourd’hui.
Là où la production s’envole, la consommation, elle, reste atone. Pour faire face à ce paradoxe, la France accélère l’électrification de son économie.
Les contraintes physiques du réseau électrique
Pour maintenir l’équilibre du réseau, l’électricité produite doit être consommée au même instant. C’est cet équilibre fondamental qui régule le marché entre l’offre et la demande.
En France, le gestionnaire de réseau (RTE) doit faire face à des limites physiques strictes : les lignes haute tension, les transformateurs et les points de congestion géographique. Quand la production locale dépasse la capacité de transport, une régulation technique devient indispensable pour préserver la stabilité du réseau.
Pour supporter le développement des moyens de production, notamment renouvelables, les infrastructures du réseau électrique français doivent suivre la cadence. Néanmoins, ces développements s’opèrent avant que les investissements nécessaires dans les réseaux de transport et le stockage de grande échelle n’aient atteint leur pleine maturité.
La modulation des moyens de production : un dilemme économique et écologique
Qu’est-ce que la modulation (ou le pilotage) des moyens de production ?
Pour maintenir l’équilibre constant entre l’offre et la demande et éviter ou limiter les prix négatifs de l’électricité, le gestionnaire de réseau envoie des consignes prévisionnelles d’effacement ou de bridage aux producteurs et exploitants de centrale de production. Par exemple, il peut demander un arrêt total ou une baisse de production de X%, selon les moyens de production.
C’est ce qu’on appelle la modulation ou encore le pilotage de centrale de production.
Une modulation différente en fonction des moyens de production
Les moyens de production ne sont pas tous pilotables de la même manière :
- Les centrales nucléaires et thermiques (qui fonctionnent aux énergies fossiles) sont dites « inflexibles ». Une baisse de production ou une mise à l’arrêt complète demandent plusieurs jours. Et il en est de même pour leur redémarrage. Pour ces outils industriels complexes, une baisse de charge ou un arrêt peut être demandé mais doit être planifié. C’est souvent le cas lors des périodes estivales où la consommation est moindre.
- Les énergies renouvelables sont plus réactives. Les centrales hydrauliques sont historiquement facilement pilotables. Et grâce à la modernisation des outils de pilotage, la modulation des parcs renouvelables s’opère désormais à grande échelle : il est techniquement possible de suspendre la production d’une centaine de centrales en quelques secondes pour protéger l’intégrité du réseau électrique.
Aujourd’hui, l’ensemble des moyens de production d’électricité, quel qu’il soit, participe aux mécanismes de flexibilité, orchestré par RTE.
Depuis, le 1er janvier, tous les moyens de production, y compris renouvelables, s’ils sont supérieurs à 10 MW, ont l’obligation de participer à ce qu’on appelle le mécanisme d’ajustement.
Directeur général Economie, Stratégie et Finances et Membre du directoire de RTE
Un arrêté paru au Journal officiel du 24 juillet 2026 abaisse désormais ce seuil : en cas de prix négatif, l’obligation de limitation ou d’arrêt de production via le dispositif Smart OA s’appliquera aux installations photovoltaïques de plus de 1 MWc :
- à partir du 1er décembre pour les installations entre 5 et 10 MWc ;
- à partir du 1er mars 2027 pour les installations entre 1 et 5 MWc.
Le saviez-vous ?
En 2025, le volume de production renouvelable modulé en France a atteint 3 TWh, soit l’équivalent de la consommation annuelle d’environ 600 000 foyers.
Quelles sont les impacts de cette modulation ?
Certaines installations continuent à produire et à injecter même en cas de prix négatifs. C’est le cas des centrales de production thermiques ou nucléaires. En effet, les coûts techniques et opérationnels liés à un arrêt complet ou à une baisse de production, suivis d’un redémarrage à court terme, sont supérieurs aux pertes financières subies sur le marché spot. Cette optimisation économique se fait au détriment des énergies renouvelables, avec pour conséquence un impact sur les émissions de CO2 du mix électrique français (pour les centrales thermiques).
Car pour les énergies renouvelables, cette baisse ou arrêt de production intervient alors même que la ressource primaire (le soleil ou le vent) est disponible, gratuite et sans émission de CO2 : une gageure pour la transition énergétique.
Cette sous-optimisation temporaire immobilise des capacités de production bas-carbone (et des investissements) aux heures où leur productivité est maximale affectant directement la rentabilité des installations et complexifiant les prévisions financières des producteurs.
Ce système met en lumière un défi économique et écologique majeur : d’importants capitaux publics et privés sont injectés pour décarboner le mix énergétique, mais l’absence de solutions de valorisation immédiate ou de capacités d’accueil sur le réseau contraint à neutraliser une partie de cette énergie.
Les solutions d’avenir pour limiter les prix négatifs de l’électricité
Électrifier les usages pour absorber les pics production
La première réponse consiste à stimuler la demande aux heures de forte production. C’est l’objectif central du Plan d’électrification des usages Si le problème est qu’on produit trop d’électricité certaines heures, créer de nouveaux usages électriques peut aider à la consommer. En remplaçant les chaudières à énergies fossiles par des pompes à chaleur, en convertissant les flottes au véhicule électrique et en migrant les outils de production industriels vers l’électrique, la France crée de nouveaux débouchés pour l’électricité bas-carbone.
La dynamique est en cours : la part des véhicules électriques dans les ventes neuves a atteint 28 % au début de l’année 2026. Les objectifs à l’horizon 2030 (1 million de pompes à chaleur et 400 000 bornes de recharge publiques) soutiennent cette stratégie, appuyés par un investissement industriel des constructeurs français à hauteur de 15 milliards d’euros d’ici 2027. L’engagement de l’État suit une trajectoire ascendante, passant d’une enveloppe de 5,5 milliards d’euros à un objectif de 10 milliards d’euros par an d’ici 2030.
Le saviez-vous ?
En 2025, 30 % des ouvertures d’usines en France étaient adossées à l’industrie verte, une dynamique clé pour transformer cet excédent électrique en opportunité pour décarboner l’industrie.
Développer la flexibilité des consommations
Le second levier repose sur le pilotage de la consommation.
La flexibilité s’organise aussi du côté de la demande grâce au pilotage intelligent. Grâce à la tarification dynamique, aux recharges programmées de véhicules ou au déclenchement automatisé des ballons d’eau chaude et des process industriels aux heures creuses de l’après-midi, la consommation se déplace dans le temps et s’adapte aux courbes de production.
Déployer le stockage à grande échelle et la flexibilité
Enfin, le stockage physique permet de capitaliser sur les excédents de production plutôt que de les brider. Les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), les parcs de batteries stationnaires et, dans une moindre mesure en raison de ses rendements de conversion, la production d’hydrogène vert constitue les piliers de cette réponse technique. Le développement industriel des batteries sodium-ion, s’appuyant sur des composants plus abondants et économiques que le lithium, contribue à abaisser le coût de ces infrastructures.
En définitive, les prix négatifs de l’électricité ne traduisent pas un échec de la transition énergétique, mais agissent comme des indicateurs avancés de sa progression. Ils rappellent la nécessité technique d’accélérer la modernisation des réseaux et le déploiement des flexibilités pour valoriser chaque mégawattheure décarboné produit.
