1. Prix de l’électricité négatifs : un phénomène de plus en plus courant
Les prix négatifs de l’électricité apparaissent lorsque l’offre d’électricité dépasse la demande, ce qui fait tomber le prix du marché de gros en dessous de zéro. Cela signifie que les producteurs exposés au prix spot doivent en fait payer pour continuer à injecter de l’électricité dans le réseau. Néanmoins, la production peut rester économiquement viable lorsque les centrales ont des coûts élevés liés à l’arrêt et au redémarrage, à des contraintes techniques de fonctionnement, ou lorsque les revenus contractuels et de soutien sont suffisants pour compenser les prix négatifs du marché.
Les prix négatifs de l’électricité sont passés d’événements occasionnels à une caractéristique structurelle des marchés électriques européens. Cependant, leur fréquence et leur ampleur varient considérablement selon les pays. La France, l’Allemagne et l’Espagne montrent que la seule pénétration des énergies renouvelables ne détermine pas le résultat du marché : les incitations pour les producteurs et la flexibilité du système sont tout aussi importantes.
2. Pourquoi les prix de l’électricité passent-ils en dessous de zéro ?
Les prix négatifs de l’électricité ne signifient pas que l’électricité n’a plus de valeur. Ils indiquent plutôt que produire un mégawattheure supplémentaire d’électricité, à un endroit et à un moment précis, engendre un coût pour le système.
Le point de départ est généralement une combinaison d’une faible demande et d’une forte production d’électricité renouvelable. La demande est souvent plus faible pendant les week-ends, les jours fériés et au cours des mois de printemps, lorsque les températures sont modérées, tandis que la production solaire atteint son maximum autour de midi. Des conditions de vent favorables peuvent également accroître davantage l’offre.
À mesure que la production d’énergie renouvelable augmente, la demande résiduelle adressée aux moyens de production conventionnels diminue fortement. À certaines heures, les productions solaire et éolienne peuvent couvrir la majeure partie de la demande, poussant ainsi les prix de gros de l’électricité vers zéro.
Toutefois, tous les moyens de production ne peuvent pas ajuster rapidement leur niveau de production. Les centrales nucléaires, au charbon et d’autres centrales thermiques sont notamment soumises à des niveaux minimums de production, à des contraintes techniques ainsi qu’à des coûts importants d’arrêt et de redémarrage. Dans ces conditions, une centrale peut préférer continuer à produire et proposer un prix négatif si l’arrêt de sa production lui coûterait davantage.
De la même manière, les producteurs d’énergie renouvelable peuvent continuer à produire lorsque les revenus issus des mécanismes de soutien, des certificats ou des dispositions contractuelles compensent un prix spot négatif. Toutefois, les dispositifs de soutien varient considérablement selon les pays et les régimes en vigueur, certains mécanismes récents suspendent ou limitent la rémunération en cas de périodes prolongées de prix négatifs.
Les prix négatifs deviennent plus marqués lorsque le surplus d’électricité ne peut ni être exporté ni être absorbé, en raison de capacités d’interconnexion saturées, de contraintes sur le réseau électrique limitant les flux d’énergie, ou d’un manque de capacités de stockage et de flexibilité de la demande. L’ensemble de ces facteurs détermine si les prix se rapprochent de zéro ou s’enfoncent nettement dans le négatif.
3. Plus d’heures en prix négatifs, mais des prix négatifs moins marqués
- Evolution depuis 2023
L’augmentation de la fréquence des prix négatifs de l’électricité est clairement observable en France, en Allemagne et en Espagne. La France est passée de 147 heures de prix négatifs en 2023 à 513 heures en 2025, tandis que l’Allemagne est passée de 300 heures à 572 heures. L’Espagne a connu l’évolution la plus marquée, ne comptabilisant aucune heure à prix négatif en 2023, puis 253 heures en 2024 et 556 heures en 2025.
Toutefois, la fréquence à elle seule ne reflète pas l’ampleur du phénomène. Cela est particulièrement visible en 2025, où l’Allemagne et l’Espagne ont enregistré un nombre presque identique d’heures à prix négatifs (572 et 556, respectivement), mais avec des niveaux de prix négatifs très différents. En Allemagne, le prix minimum a atteint -250,32 €/MWh, avec 13 heures en dessous de -100 €/MWh. À l’inverse, en Espagne, le prix minimum n’a été que de -15 €/MWh. La France a également dépassé les 500 heures à prix négatifs, mais son prix minimum s’est établi à -118,01 €/MWh.
- Accélération au cours du premier semestre 2026
Le premier semestre 2026 a confirmé ces différences, bien que l’accélération n’ait pas été uniforme. À la fin du mois de juin, l’Espagne avait déjà dépassé son total annuel de 2025, avec 639 heures de prix négatifs. La France a enregistré 407 heures, soit environ 9 % de l’ensemble des heures de la période, tandis que l’Allemagne en comptabilisait environ 227.
La distinction entre la fréquence et l’intensité des prix négatifs est donc essentielle : l’Espagne se distingue par le nombre d’heures à prix négatifs, tandis que la France et l’Allemagne ont connu des niveaux de prix négatifs nettement plus profonds. Les événements du 1er mai 2026 illustrent particulièrement bien pourquoi des conditions de marché comparables peuvent conduire à des résultats très différents.
4. Des conditions similaires, des signaux de prix différents : le 1er mai 2026
Le 1er mai 2026, l’Espagne, la France et l’Allemagne ont été confrontées à des conditions de marché globalement comparables. Ce jour-là était férié dans les trois pays, la demande d’électricité était inférieure à la normale et la production solaire était élevée durant les heures centrales de la journée. Malgré ces similitudes, les résultats en matière de prix ont été sensiblement différents.
Le prix minimum observé en Espagne est resté proche de zéro, tandis qu’il est tombé à environ -250 €/MWh en Allemagne et a approché -500 €/MWh en France. Cette comparaison illustre le rôle déterminant des mécanismes de rémunération, de la flexibilité du parc de production, des capacités d’interconnexion et du comportement des producteurs dans l’ampleur des prix négatifs.
- Espagne : une exposition plus forte au signal de marché
Le profil des prix en Espagne est de plus en plus influencé par la production solaire photovoltaïque, qui entraîne un creux marqué autour de la mi-journée, suivi d’une hausse rapide des prix en soirée. À mesure que la production photovoltaïque augmente, la demande résiduelle devant être couverte par les autres technologies diminue, ce qui pousse les prix vers zéro. Après le coucher du soleil, le système doit compenser la baisse de la production solaire sur une courte période, augmentant ainsi la contribution de l’hydroélectricité, des centrales à gaz à cycle combiné et des importations, et creusant l’écart entre les prix de la mi-journée et ceux du soir.
Toutefois, la caractéristique la plus notable du marché espagnol ne réside pas uniquement dans l’importance de son parc solaire, mais également dans l’exposition de nombreux producteurs aux prix du marché de gros. Une part importante de la production photovoltaïque à grande échelle est directement vendue sur le marché ou exploitée dans le cadre de PPA, ce qui incite davantage les producteurs à réduire leur position sur le marché lorsque les prix deviennent négatifs.
Les graphiques du 1er mai illustrent clairement ce comportement. Le graphique des prix montre une baisse marquée au cours des heures centrales de la journée, tandis que le graphique du mix de production indique que la production photovoltaïque injectée sur le marché a diminué pendant les périodes où les prix étaient les plus faibles, avant d’augmenter de nouveau lorsque les prix se sont redressés. Le profil de production n’a donc pas suivi une courbe solaire purement physique. Bien qu’une partie de cette variation puisse s’expliquer par des facteurs liés aux prévisions, à l’équilibrage du système ou à des contraintes opérationnelles, elle est cohérente avec un certain degré de réaction au signal de prix du marché de gros.
Cette réaction a probablement contribué à limiter la baisse des prix : le prix moyen journalier est resté positif, à 57,87 €/MWh, tandis que le prix minimum observé sur un quart d’heure n’a atteint que -2,10 €/MWh.
La capacité limitée d’interconnexion entre l’Espagne et la France réduit également la transmission vers la péninsule Ibérique des épisodes les plus extrêmes de prix observés en Europe centrale. Par conséquent, l’Espagne enregistre souvent un grand nombre d’heures avec des prix proches de zéro ou modérément négatifs, mais relativement peu d’épisodes de prix négatifs particulièrement profonds.
- France : un mix de production relativement peu flexible
En France, les incitations auxquelles sont soumis les producteurs ont également influencé le résultat observé sur le marché. Le dispositif français de soutien distingue les installations exposées aux signaux du marché de celles fonctionnant dans le cadre d’anciens contrats d’obligation d’achat. Dans certains dispositifs historiques, les producteurs ont traditionnellement été protégés contre les fluctuations des prix de gros, tandis que l’acheteur obligé revendait leur électricité sur le marché. Cette configuration peut réduire leur incitation à diminuer leur production lorsque les prix spot chutent fortement.
Les réformes récentes visent à renforcer la réactivité des installations renouvelables bénéficiant d’un soutien public, notamment par l’introduction par la suspension de la rémunération pendant les périodes de prix négatifs. Toutefois, le parc de production existant comprend encore des installations relevant de dispositifs antérieurs.
Les graphiques du 1er mai illustrent l’influence de ces caractéristiques sur le marché français. La France a abordé cette journée avec une forte disponibilité de son parc nucléaire, une production solaire en hausse et une demande particulièrement faible. Le graphique du mix de production montre que la production nucléaire a été réduite d’environ 10 GWh au cours des heures centrales de la journée. Toutefois, cet ajustement est resté insuffisant pour compenser le profil de production combiné dans un contexte où la demande était particulièrement faible.
Le contraste avec l’Espagne est particulièrement visible dans le profil de production photovoltaïque. En France, la production solaire est restée beaucoup plus proche de sa courbe de production physique théorique, atteignant son maximum au cours des heures centrales de la journée malgré la forte baisse des prix. La production nucléaire a bien été ajustée, mais de manière insuffisante pour éviter une situation de marché exceptionnelle.
Le prix moyen journalier est ainsi tombé à -41,39 €/MWh, tandis que le prix minimum observé sur un quart d’heure a approché -500 €/MWh.
Allemagne : une forte pénétration des énergies renouvelables et des dispositifs de soutien étendus
L’Allemagne combine l’un des plus importants parcs éoliens et solaires d’Europe avec une structure de production fortement décentralisée. Les installations photovoltaïques en toiture jouent notamment un rôle important, et de nombreuses petites unités réagissent moins directement aux prix du marché de gros que les grandes installations gérées par des acteurs professionnels du marché.
Historiquement, le dispositif EEG a soutenu une part importante de la production renouvelable au moyen de feed-in tariffs et de primes de marché. Bien que les grandes installations commercialisent de plus en plus directement leur électricité et assument une responsabilité accrue en matière d’équilibrage, les mécanismes de soutien peuvent encore limiter leur exposition aux prix spot. Les réformes récentes renforcent les exigences de pilotage à distance et limitent la rémunération des nouvelles installations pendant les périodes de prix négatifs, mais le parc relevant des anciens dispositifs reste encore important.
La forte capacité d’interconnexion de l’Allemagne offre généralement une débouché importante aux excédents d’électricité. Toutefois, cet avantage est réduit lorsque les pays voisins connaissent des conditions similaires en matière de production éolienne, de production solaire et de demande. Les congestions internes du réseau peuvent également empêcher l’électricité de circuler librement entre les zones de forte production et les principaux centres de consommation.
Les graphiques du 1er mai montrent que la production photovoltaïque allemande est restée proche de sa courbe de production physique théorique, atteignant des niveaux élevés au cours des heures centrales de la journée, sans la réduction observée en Espagne. Dans le même temps, la faible demande et des conditions similaires sur les marchés voisins ont limité la capacité du système à absorber ou à exporter les excédents de production.
Comme l’illustre le graphique des prix, les prix ont fortement chuté au cours des heures centrales de la journée, bien que le prix moyen journalier soit resté positif à 21,00 €/MWh. Le prix minimum observé sur un quart d’heure a atteint environ -250 €/MWh, illustrant que, à elle seule, une forte capacité d’interconnexion ne suffit pas à empêcher des prix négatifs très marqués lorsque les marchés voisins sont eux aussi en situation de surproduction et qu’une partie du parc de production ne réagit que faiblement aux signaux des prix du marché de gros.
- Ce que révèle cette comparaison
| 1 Mai 2026 | Espagne | France | Allemagne |
| Prix moyen journalier | 57.87€/MWh | –41.39€/MWh | 21.00€/MWh |
| Prix minimum sur un quart d’heure | c.0€/MWh | c.–500€/MWh | c.–250€/MWh |
| Modulation visible de la production solaire | Relativement forte | Limitée | Limitée |
| Principaux facteurs de différenciation | Exposition au marché de gros; interconnexion limitée | Mix de production à forte dominante nucléaire; Dispositifs de soutien historiques | Production décentralisée ; Héritage du dispositif EEG ; Contraintes du réseau |
Cette comparaison montre que la pénétration des énergies renouvelables, à elle seule, ne détermine pas l’ampleur des prix négatifs. L’Espagne, la France et l’Allemagne ont été confrontées à des conditions de marché globalement similaires, mais leurs parcs de production et les incitations auxquelles sont soumis les producteurs ont conduit à des réactions différentes. En Espagne, une plus forte exposition au marché de gros a favorisé une modulation plus visible de la production photovoltaïque, limitant ainsi l’ampleur de la baisse des prix. En France, la production nucléaire a été réduite, mais de manière insuffisante pour compenser la forte production solaire et la faible demande. En Allemagne, la structure décentralisée de la production, l’héritage du dispositif EEG et les contraintes du réseau ont contribué à un profil de production moins réactif.
Les prix négatifs révèlent ainsi bien plus qu’un simple excédent temporaire d’électricité. Ils mettent en évidence la capacité de chaque marché à transformer un signal de prix en une réponse opérationnelle effective.
5. Les prix négatifs révèlent la valeur de la flexibilité
Les prix négatifs deviennent de plus en plus un signal de valorisation de la flexibilité, plutôt qu’un simple indicateur de déséquilibre du marché. Ils créent des opportunités pour les batteries, les mécanismes d’effacement de la demande, les agrégateurs et les moyens de production flexibles, qui peuvent absorber l’électricité lorsqu’elle est abondante puis la restituer ou réduire leur consommation lorsque les prix remontent.
Dans le même temps, ils exposent les producteurs d’énergies renouvelables et les acheteurs d’électricité à un risque de profil accru. Pour les producteurs, un prix moyen annuel élevé sur le marché ne se traduit pas nécessairement par des revenus importants si la production est concentrée pendant les heures où les prix sont faibles ou négatifs. Les prix captés (capture prices), l’exposition à l’écrêtement et les incitations contractuelles deviennent ainsi des facteurs de plus en plus déterminants. Pour les acheteurs, en particulier ceux qui concluent des PPA, le profil horaire de production et le risque de forme (shape risk) sont tout aussi importants que le prix de référence convenu.
À mesure que les écarts de prix sur les marchés intrajournaliers se creusent, la flexibilité deviendra une source majeure de création de valeur. Les acteurs du marché doivent donc aller au-delà des prix moyens et évaluer non seulement le niveau des prix, mais aussi le moment où l’électricité est produite, consommée et valorisée.
Pablo Gandullo Romero
