Prix négatifs : De l’électricité à « -400€/MWh »
Dimanche 26 avril, les marchés électriques européens ont connu un nouvel épisode extrême. Sous l’effet d’une forte production renouvelable et d’une demande faible, plusieurs pays ont enregistré des prix horaires inférieurs à -400 €/MWh. Cette approche permet à la fois d’optimiser la rentabilité des installations et d’apporter davantage de flexibilité au système électrique.
Constat de la situation actuelle
En Allemagne, le prix est tombé à -480,01 €/MWh entre 14h00 et 14h15 dimanche. En France, le prix spot a atteint -412,55 €/MWh entre 14h00 et 15h00, avec une moyenne journalière de -40,83 €/MWh, son plus bas niveau depuis juin 2013.
La situation française illustre bien le phénomène. Entre 14h00 et 15h00, la consommation s’établissait autour de 39,4 GW, alors que la production disponible dépassait 50 GW. La France exportait déjà fortement, avec environ 7,7 GW envoyés vers les pays voisins, tandis que le pompage hydraulique absorbait près de 3 GW supplémentaires. Malgré ces débouchés, le système restait en situation d’excédent, ce qui a contribué à faire basculer les prix en territoire négatif.
Cette configuration reflète les fondamentaux actuels du marché français : le nucléaire retrouve des niveaux élevés, avec 103,9 TWh produits au premier trimestre, un plus haut depuis début 2019, tandis que les capacités renouvelables continuent de progresser. En face, la demande reste faible, environ 8 % sous la moyenne de la dernière décennie selon Montel.
Résultat : les heures à prix nul ou négatif se multiplient. Depuis le début de l’année, la France a déjà enregistré 168 heures à prix négatif, contre 92 heures à la même période l’an dernier. En 2025, RTE a recensé 513 heures à prix spot négatif ou nul, contre 352 en 2024 et 147 en 2023.
Une réponse française qui commence à se structurer
Face à cette évolution, la réponse française se structure autour de deux leviers complémentaires.
Le premier concerne les installations renouvelables sous obligation d’achat. Depuis mi-avril, EDF OA peut demander l’arrêt de 842 MW de parcs solaires et éoliens terrestres lors des périodes de prix négatifs. L’objectif est d’éviter que certaines installations continuent à injecter lorsque le système est déjà excédentaire, tout en limitant la profondeur des prix négatifs et le coût du soutien public aux renouvelables.
Le second relève du mécanisme d’ajustement, utilisé par RTE pour équilibrer production et consommation en temps réel. Au 1er avril 2026, près de 18 GW de capacités éoliennes et photovoltaïques y participaient au niveau national, contre environ 2 GW un an plus tôt. Il ne s’agit pas d’un volume activé en permanence, mais d’une capacité désormais mobilisable à la baisse selon les besoins du système.
Les premiers effets sont déjà visibles : les activations EnR à la baisse ont fortement augmenté en février et mars 2026, et les volumes activés sur les trois premiers mois de 2026 représentent déjà 82 % du total activé en 2025.
Pour les grands consommateurs, le signal est clair : la valeur de l’électricité dépend de plus en plus du moment où elle est consommée. Les sites capables de déplacer certains usages, de stocker ou d’adapter une partie de leur process aux heures de surplus disposeront d’un avantage croissant
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