Un article des Echos du 7 mai 2026 attribue l’ampleur du phénomène des prix négatifs de l’électricité à une surabondance d’énergie solaire qui se conjugue à d’autres facteurs comme la faiblesse des consommations et l’obligation du maintien du nucléaire pour stabiliser le réseau. Les experts Energie des Ateliers du Futur ont souhaité apporter un éclairage plus large à cette question de l’organisation du marché de l’électricité renouvelable en France.
La formulation de cet article des Échos prête à confusion, car elle pourrait être interprétée comme liée à un surdimensionnement du parc de production d’énergies renouvelables, en mélangeant les conséquences d’un week-end prolongé à faibles consommations et forte production d’électricité solaire, qui entraine effectivement des prix négatifs de l’électricité, avec le sujet du dimensionnement des parcs de production renouvelables.
La production d’électricité renouvelable en France est loin d’être surdimensionnée, comme en témoignent les chiffres publiés dans la PPE3, qui montrent clairement que pour couvrir les consommations de pointe d’hiver et les nouveaux usages de l’électricité (véhicules électriques, pompes à chaleur, électrification des usages industriels) qui nous permettront de réduire nos consommations de fossiles, il faudra multiplier par 3 notre production PV et fortement développer l’éolien à l’horizon 2035, puis mettre en service les nouvelles centrales nucléaires (2038).
Le système électrique étant dimensionné pour couvrir les consommations de pointe, il va de soi que pendant les creux de consommations, il est surdimensionné, surtout lorsqu’il y a en plus beaucoup de soleil ou beaucoup de vent. D’où la forte variabilité inévitable des prix spots de l’électricité.
L’article des Echos devrait en revanche insister sur la dynamique enclenchée sur le marché de l’électricité :
1. Les prix négatifs constituent un phénomène par nature transitoire
Les records de prix négatifs enregistrés au printemps 2026 (-498,65 €/MWh le 1er mai, -478,80 €/MWh le 26 avril) ne sont pas le signe d’une erreur de planification énergétique. Ils sont la conséquence mécanique d’un marché en cours d’équilibrage.
Les producteurs dont les coûts variables sont faibles (solaire, éolien) ou dont les coûts d’arrêt-démarrage sont élevés (nucléaire) préfèrent vendre à prix négatif plutôt que de subir les coûts techniques d’un arrêt. Par ailleurs, RTE est contraint par la nécessité de maintenir la stabilité du réseau en conservant à tout moment un certain % de puissance nucléaire. C’est précisément ce que décrit l’article des Échos: RTE peut imposer à EDF de maintenir en production 6 à 7 GW de nucléaire pour prévenir les variations locales de tension, aggravant ainsi mécaniquement les prix négatifs dans certaines zones (Blayais, Civaux, Golfech).
Cet effet est destiné à se résorber sous l’effet de deux dynamiques convergentes :
- L’intégration des ENR au Mécanisme d’Ajustement (MA) de RTE progresse à grande vitesse. La puissance renouvelable participant au MA est passée de 2 GW en avril 2025 à 20 GW au 1er mai 2026, soit une multiplication par 10 en douze mois. Le 30 mars 2026, 8 500 MWh d’ajustements ont été réalisés sur la production éolienne et photovoltaïque, représentant 35 % des ajustements à la baisse de cette journée. Les ENR participent de façon croissante à l’équilibrage en temps réel. Les producteurs apprennent à piloter.
- La réforme des heures pleines/heures creuses (HP/HC) en cours vise à déplacer les signaux tarifaires de la nuit vers la mi-journée, pour aligner la consommation sur les pics de production solaire. Cette réforme est encore insuffisante à court terme — l’article des Échos le pointe — mais elle enclenche une dynamique de fond irréversible.
La combinaison de ces deux leviers (effacement des ENR via le Mécanisme d’Ajustement + déplacement de la demande via les signaux tarifaires) réduira structurellement la fréquence et l’amplitude des prix négatifs à mesure que le système gagnera en flexibilité. Le phénomène est transitoire, non pas parce qu’on va freiner le déploiement des ENR, mais parce que le système et le marché vont apprendre à les absorber.
2. La volatilité croissante des prix spot est un accélérateur puissant de la rentabilité du stockage d’électricité.
Le spread journalier moyen (écart entre le prix le plus bas et le prix le plus haut dans une même journée) est passé de 25 €/MWh en 2019 à 90 €/MWh en 2025, pour atteindre 143 €/MWh en avril 2026. Sur le marché intraday (cotation en continu), cet écart peut dépasser plusieurs milliers d’euros par moment.
Cette volatilité extrême modifie la logique économique de l’autoconsommation photovoltaïque, dans un sens favorable aux industriels et aux entreprises qui s’équipent de stockage par batteries (BESS = Battery Energy Stotage System).
Sur la structure tarifaire : la réforme HP/HC en cours va progressivement faire migrer les heures creuses vers la mi-journée (11h-17h), précisément la plage de production maximale du photovoltaïque. Un industriel autoconsommateur verra ainsi son coût résiduel d’achat au réseau (pour les besoins non couverts par sa production propre) se concentrer sur les heures de pointe du soir et du matin, où les prix seront structurellement élevés.
Cé mécanisme tarifaire couplé à la baisse des prix des batteries contribue à rentabiliser le stockage d’énergie. La logique est la suivante : charger la batterie aux heures de prix négatifs ou nuls (midi), décharger aux heures de prix élevés (18h-21h). Avec un cycle journalier sur une batterie de 100 kWh et un spread de 100 €/MWh, le gain d’arbitrage représente 10 € par jour et par 100 kWh de capacité, soit 3 650 €/an. Ce revenu vient s’ajouter à l’économie d’autoconsommation classique et améliore le temps de retour sur investissement.
Le marché de la flexibilité va donc continuer à se développer, les installations dotées d’un EMS (Energy Management System) pouvant participer aux mécanismes de réserve primaire et secondaire de RTE, ou aux appels d’offres d’effacement. La rémunération de la capacité de flexibilité (disponibilité à moduler la consommation ou la production sur signal RTE) constitue un troisième flux de revenus, distinct de l’autoconsommation et du pilotage. Ces marchés, encore confidentiels pour les PME, vont s’ouvrir progressivement à mesure que les agrégateurs de flexibilité développeront leurs offres.
En conclusion, il faut rappeler que nous sommes dans une transition énergétique majeure à considérer sur le long terme.
La sortie des énergies fossiles ne peut reposer que sur deux piliers : le nucléaire existant (et ses extensions) et les ENR. Or, le nucléaire ne répond pas à tous les cas de figures pour trois raisons : son délai de déploiement, sa granularité (unités de 1 600 MW, non modulables), son mode de production centralisé (favorisons les circuits courts !). Nous sommes au cœur de la transition énergétique, du modèle « produire à tout prix » vers le modèle « produire, stocker et piloter ».
