Comprendre le paradoxe des prix négatifs de l’électricité : quand la rareté change de camp

Source: The Conversation – in French – By Sophie Méritet, Professeure en sciences économiques et VP International, Université Paris Dauphine – PSL

L’ESSENTIEL

Les prix négatifs que peut momentanément connaître l’électricité sur certains marchés ne signifient pas qu’elle ne vaut plus rien.
Au contraire, ils montrent que la création de valeur économique repose de plus en plus sur la capacité à apporter de la flexibilité au système.
La valeur ne récompense plus seulement ceux qui produisent l’électricité, mais aussi ceux qui rendent possible son stockage, son pilotage ou une consommation plus flexible lorsqu’elle est disponible.

Pendant plus d’un siècle, les systèmes électriques ont été organisés autour d’une préoccupation centrale : produire suffisamment, en continu et pour éviter toute pénurie. Aujourd’hui, à certaines heures, le problème s’inverse. L’offre devient – temporairement – supérieure aux besoins, au point que certains acteurs acceptent de payer pour qu’une contrepartie consomme davantage ou réduise sa production.

Le 21 juillet 2026, alors que le prix day-ahead (voir lexique en encadré ci-dessous) français s’établissait à 0 €/MWh en milieu de journée pour une moyenne journalière de 103 €/MWh, le marché intraday a connu une chute brutale en début d’après-midi, plusieurs acteurs de marché faisant état de transactions autour de -1 200 €/MWh. Ce phénomène n’est pas qu’une simple curiosité : il révèle une évolution des mécanismes qui créent la valeur sur les marchés de l’électricité.

Ce prix extrême ne s’est toutefois appliqué qu’aux transactions effectivement conclues à ce niveau de prix. En effet, sur le marché intraday, sur lequel les acteurs peuvent acheter et vendre de l’électricité au cours de la journée, toutes les transactions réalisées au même moment ne sont pas nécessairement conclues au même prix.

Day-ahead, intraday, ajustement : trois horizons

Contrairement à une idée répandue, il n’existe pas un prix unique de l’électricité.

Sur le marché day-ahead, producteurs et fournisseurs négocient la veille les volumes du lendemain, par créneaux de quinze minutes.
Le marché intraday permet ensuite de corriger ces positions à mesure que les prévisions évoluent. Plus étroit et plus proche du temps réel, il peut connaître des mouvements particulièrement extrêmes.
Enfin, le mécanisme d’ajustement, piloté par RTE, intervient dans les dernières minutes afin de maintenir l’équilibre physique du réseau.

Ainsi, ce prix ne signifie ni que toute l’électricité consommée en France était valorisée à ce prix de – 1 200 €/MWh ni que les particuliers étaient directement rémunérés pour allumer leur chauffage.

Aujourd’hui, le phénomène n’est plus marginal. En 2025, la France a comptabilisé 513 heures de prix négatifs ou nuls, contre seulement 147 deux ans plus tôt, selon RTE. Ces épisodes restent toutefois concentrés sur certaines périodes, principalement entre avril et août, en milieu de journée, lorsque la production renouvelable est abondante et que la demande est relativement faible.

Le paradoxe économique des énergies renouvelables

Dans un système dominé par des moyens pilotables (centrales thermiques par exemple), la production peut être ajustée en fonction des besoins du système électrique. Avec le solaire et l’éolien, elle dépend davantage des conditions météorologiques que du niveau instantané de la demande.

Un nouveau parc solaire injecte de l’électricité au moment même où les autres installations photovoltaïques produisent également. Il contribue donc à faire baisser les prix précisément durant ses propres heures de fonctionnement.

Ce phénomène est connu sous le nom d’effet de cannibalisation : en augmentant sa part dans le mix électrique, une filière renouvelable contribue progressivement à diminuer la valeur de marché de sa propre production.

Ce mécanisme ne remet pas en cause l’intérêt des renouvelables. Il modifie cependant leur modèle économique : au-delà d’un certain niveau de développement, chaque mégawattheure supplémentaire tend à avoir une valeur de marché inférieure au précédent.

La multiplication des prix négatifs traduit un décalage croissant entre le rythme de développement des capacités de production et celui des moyens capables d’absorber leurs variations. En France, l’ampleur de ces épisodes dépend également des caractéristiques du mix électrique national, notamment de la capacité des moyens pilotables à moduler leur production. La météo déclenche l’épisode et la structure du système en détermine l’ampleur.

Comment la rareté a changé de camp

Pendant des décennies, le défi consistait à produire suffisamment d’électricité pour répondre à une demande toujours croissante. Avec le développement des énergies renouvelables, l’enjeu se déplace progressivement : il ne s’agit plus seulement de produire de l’électricité, mais de savoir l’utiliser lorsqu’elle est disponible.

Stockage, pilotage de la demande, recharge intelligente des véhicules électriques, production d’hydrogène ou effacement de certaines consommations deviennent des éléments essentiels du fonctionnement du système électrique.

Pendant des décennies, la rareté concernait les mégawattheures disponibles. Demain, elle concernera de plus en plus notre capacité à les utiliser au bon moment. Le développement de nouveaux usages électriques (véhicules électriques, data centers, pompes à chaleur ou industries électro-intensives) contribuera également à mieux valoriser cette électricité lorsqu’elle est abondante.

Encore faudra-t-il que ces nouvelles consommations puissent, elles aussi, devenir suffisamment flexibles.

Les batteries illustrent parfaitement cette transformation. Elles ne produisent pas d’électricité : elles déplacent l’énergie dans le temps et permettent d’en valoriser la disponibilité lorsque le système en a besoin.

Lorsqu’un opérateur les charge pendant une période de prix négatifs puis revend l’électricité quelques heures plus tard, il réalise un arbitrage financier. Il rend surtout un service au système électrique en absorbant temporairement les excédents de production avant de les restituer lorsque l’électricité retrouve davantage de valeur.

Les revenus tirés de cet arbitrage ne rémunèrent pas seulement une opération de marché. Ils rémunèrent le service de flexibilité rendu au système électrique. Celui-ci permet de mieux faire coïncider une production de plus en plus variable avec une consommation qui demeure largement rigide.

Car les prix négatifs ne signifient pas que le système produit durablement trop d’électricité. Ils révèlent surtout que le système électrique ne dispose pas encore d’assez de moyens pour adapter la consommation aux variations de la production.

Aujourd’hui, les capacités de stockage progressent rapidement, mais restent encore très inférieures à celles qui seront nécessaires pour accompagner le développement des énergies renouvelables, comme le montrent les différents scénarios de RTE à l’horizon 2050.

La flexibilité, l’un des principaux goulots d’étranglement du système électrique européen

Cette évolution ne concerne pas uniquement la France. Selon think tank spécialisé dans les enjeux énergétiques Ember, la part des heures à prix négatif ou nul dans l’Union européenne est passée de 2 % en moyenne en 2023 à 4 % en 2024. L’Espagne, la Suisse ou encore la Grande-Bretagne connaissent également des progressions de ce genre d’épisode.

Cette évolution s’explique principalement par un seul et même mécanisme : les capacités renouvelables variables augmentent plus rapidement que les moyens de stockage, les usages flexibles, les réseaux et les interconnexions capables de les intégrer.

Les épisodes de prix négatifs ne constituent donc pas une singularité française. Ils sont l’une des manifestations économiques de la transformation du système électrique européen.

Apprendre à organiser l’abondance

Pendant plus d’un siècle, la question était simple : comment produire suffisamment d’électricité ? La transition énergétique nous oblige progressivement à répondre à la question inverse : que faire lorsque l’électricité devient abondante… mais seulement à certains moments ?

La révolution à accomplir n’est pas uniquement technologique : elle est aussi économique. La valeur ne se crée plus uniquement en produisant de l’électricité. Elle se crée, de plus en plus, en sachant quand la stocker, quand la consommer et comment apporter de la flexibilité au système.

Cette évolution interroge aussi les politiques publiques. Les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables ont été conçus à une époque où les épisodes de prix négatifs étaient beaucoup plus rares, voire inexistants.

Pour certaines installations, selon la date de mise en service et les modalités de leur contrat, ces mécanismes peuvent encore transférer vers la collectivité une partie du risque lié aux fluctuations du marché, même si les dispositifs les plus récents ont commencé à intégrer des incitations à limiter la production lors des épisodes prolongés de prix négatifs.

Les politiques énergétiques ne peuvent plus seulement encourager la construction de nouvelles capacités de production. Elles doivent également créer les incitations nécessaires au développement du stockage, de l’effacement, des réseaux et des consommations flexibles.

Les prix négatifs ne sont donc pas une anomalie appelée à disparaître. Ils annoncent une transformation plus profonde : la rareté a changé de camp. Dans le système électrique de demain, ce ne sera plus seulement la capacité à produire de l’électricité qui créera de la valeur, mais aussi la capacité à apporter de la flexibilité au système au moment où il en a besoin.

Sophie Méritet ne travaille pas, ne conseille pas, ne possède pas de parts, ne reçoit pas de fonds d’une organisation qui pourrait tirer profit de cet article, et n’a déclaré aucune autre affiliation que son organisme de recherche.

– ref. Comprendre le paradoxe des prix négatifs de l’électricité : quand la rareté change de camp – https://theconversation.com/comprendre-le-paradoxe-des-prix-negatifs-de-lelectricite-quand-la-rarete-change-de-camp-292514