Prix négatifs de l'électricité : les chiffres
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Le marché de l’électricité reflète l’équilibre entre offre et demande, mais un phénomène encore peu connu émerge : les prix négatifs. Jadis rares, ils deviennent plus fréquents sous l’effet de l’essor des énergies renouvelables, comme l’éolien et le solaire. Faute de stockage suffisant et d’ajustement rapide de la demande, une production excédentaire peut faire chuter les prix en territoire négatif. En 2025, il y a déjà eu 370 heures à prix négatifs en France sur le marché spot contre 352 heures sur toute l'année 2024.
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2024 : une année record pour les périodes de prix négatifs en Europe
L’année 2024 a marqué un tournant historique sur les marchés de l’électricité européens, avec un record absolu de 4838 heures de prix négatifs, soit près du double des 2442 heures enregistrées en 2023 selon Montel. Ce bond spectaculaire reflète l’impact croissant des énergies renouvelables et les limites structurelles des interconnexions entre les pays.
La France à elle seule a enregistré 352 heures à prix négatifs sur le marché spot en 2024.
La Finlande s’est imposée en tête des zones à prix négatifs, dépassant la Suède, les Pays-Bas et l’Allemagne. Ce leadership s’explique par une production éolienne exceptionnelle et des connexions limitées avec ses voisins, notamment l’Estonie et la Suède. En Suède, la surproduction reste le facteur clé, tandis qu’aux Pays-Bas, l’essor des installations solaires résidentielles contribue fortement à cette dynamique.
L’augmentation du nombre d’heures de prix nuls ou négatifs s’observe désormais à travers toute l’Europe. Même la péninsule ibérique, historiquement épargnée, a connu ses premières périodes de prix négatifs au deuxième trimestre 2024. La cause principale : l’essor des capacités éoliennes et solaires, combiné à un manque de flexibilité de la demande pour absorber cette énergie abondante.
Ce déséquilibre entre une production renouvelable croissante, notamment lors des pics solaires, et une demande encore rigide a non seulement accru la fréquence des prix du kWh d'électricité négatifs, mais aussi amplifié l’écart entre les prix des pics solaires en journée et ceux des pics de consommation en soirée.
Les chiffres records de 2024 soulignent l’urgence d’améliorer les interconnexions et de développer des mécanismes de réponse à la demande afin de stabiliser les marchés et optimiser l’intégration des énergies renouvelables.
Nombre d'heures cumulées de prix négatifs par an en Europe
Source : European Electricity Market Summary, Montel - Graphique : Selectra
Heures
Des prix négatifs de plus en plus fréquents
| Année | Nombre d'heures à prix négatifs |
|---|---|
| 2017 | 4 |
| 2018 | 11 |
| 2019 | 27 |
| 2020 | 102 |
| 2021 | 64 |
| 2022 | 4 |
| 2023 | 147 |
| 2024 | 352 |
| 2025 | 370 |
Source : marché spot (NordPool) - pour 2024, les chiffres sont à jour du 22/07
L’augmentation du nombre d’heures à prix négatifs ces dernières années s’explique principalement par le développement massif de l’éolien et du solaire photovoltaïque, des moyens de production intermittents : ils injectent de l’électricité sur le réseau lorsque les conditions météorologiques le permettent, indépendamment du niveau de la demande.
L’année 2022 constitue une exception : la crise de corrosion sous contrainte ayant affecté une partie du parc nucléaire français a réduit l’offre disponible et provoqué une flambée générale des prix.
Mais le véritable phénomène à surveiller n’est pas uniquement la hausse du nombre d’heures à prix négatifs. Ce qui change fondamentalement, c’est la hausse de la fréquence des prix extrêmes, aussi bien très bas que très élevés. Autrement dit, la variance des prix spot augmente, ce qui reflète une plus grande instabilité du système électrique face à une production de plus en plus dépendante de la météo, et à une demande encore peu flexible.
Contrairement à une idée reçue, le vent ne souffle pas plus à certaines heures de la journée. Les heures creuses n'ont donc rien à voir avec la production éolienne. Pour mieux intégrer les pics et les creux de production éolienne dans l'année, la solution est l'effacement, et non la discrimination horaire.
Les conséquences sur la demande
L’essor des énergies renouvelables, notamment le solaire photovoltaïque, a profondément modifié la dynamique des marchés de l’électricité. Désormais, les périodes d’excès d’offre se traduisent par des prix très faibles, voire négatifs. Cette situation impose une adaptation progressive de la demande à la production.
L’enjeu est clair : inciter les consommateurs à consommer lorsque l’électricité est abondante, et à réduire leur demande quand elle se fait rare et chère.
Deux dispositifs historiques existent déjà depuis longtemps pour encourager cette modulation :
- Les heures creuses, traditionnellement placées la nuit ou l’après-midi, lorsque la demande est faible ;
- Les options tarifaires à effacement comme EJP ou Tempo, qui renforcent le signal prix sur certaines journées.
Les prix négatifs surviennent majoritairement en milieu de journée
Avec l’essor du photovoltaïque, les prix négatifs se concentrent désormais sur les heures solaires donc en particulier entre 11h et 16h. Le graphique ci-dessous le montre clairement : ce sont ces créneaux qui devraient désormais porter la logique des heures creuses.
Les prix négatifs coïncident avec les heures solaires
heures
Source : NordPool – Calculs : Selectra – Période : 2017 à 2025 – Mise à jour : 22/07/2025
La majorité des épisodes ont lieu entre avril et octobre
Les données montrent une concentration nette des prix négatifs durant la saison dite « basse » (avril à octobre), correspondant aux mois les plus ensoleillés et à une demande structurellement plus faible hors chauffage.
Une saisonnalité marquée sur le marché spot FR
heures
Source : NordPool – Calculs : Selectra – Données à jour au 22/07/2025
La comparaison des profils horaires moyens entre saisons confirme que les heures creuses historiques ne correspondent plus aux heures de prix bas. À l’avenir, la cohérence entre signal prix et réalité physique devra s’appuyer sur des mécanismes plus dynamiques, intégrant la variabilité de la production renouvelable.
Comparaison du prix spot horaire entre haute et basse saison
Calculé sur les 12 derniers mois
€/MWh
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Vers un changement des heures creuses
La Commission de Régulation de l'Energie a annoncé pour 2025 une modification des heures creuses pour les faire mieux coïncider avec les nouvelles réalités de la production d'électricité renouvelable. Ainsi, les heures creuses devraient se déplacer vers la journée, et être différenciées entre l'hiver et l'été. Le graphique ci-dessous montre bien pourquoi :
Les prix négatifs coïncident avec les heures solaires
heures
Source : NordPool - Calculs : Selectra - Période considérée : 2017 - 2025. À jour au 22/07/2025
Les heures négatives sont clairement concentrées en saison basse, mais au delà, on voit aussi qu'en saison haute, les heures négatives ont plutôt lieu dans la seconde partie de la nuit. D'où le raisonnement de la CRE qui envisage des heures creuses différenciées par saison.
Pour Selectra, les heures les plus creuses sont, dans l'ordre :
- En été (saison basse) : 14h, 15h, 13h, 16h, 12h, 11h, 10h et 17h.
- En hiver (saison haute) : 4h, 3h, 5h, 14h, 15h, 2h, 6h et 7h.
Dans une installation électrique bien faite, l'allumage du chauffe-eau électrique se fait automatiquement grâce à un contacteur heures creuses commandé par le compteur (donc par Enedis). Il n'y a pas de souci à se faire sur sa capacité à adapter ses horaires entre l'été et l'hiver.
Mais dans certaines installations où le passage en heures creuses fonctionne grâce à une horloge, il y a aura 4 changements de l'horloge à faire par an :
- Au passage à l'heure d'été ;
- Au passage à l'heure d'hiver ;
- Au 1er avril (passage en saison basse) ;
- Au 1er novembre (passage en saison haute).
L'entrée dans une nouvelle ère
Il ne faut pas croire que le changement des heures creuses prévu pour 2025 clôturera la problématique de la flexibilité de la demande. Le développement du solaire photovoltaïque continue sa croissance exponentielle, et les épisodes de prix négatifs vont finir par toucher les mois de mars et de novembre. Au niveau des horaires, le surplus de production solaire en milieu de journée l'été va nécessiter une évolution régulière des règles pour protéger le système électrique. On voit déjà des installations se faire avec une exposition moins favorable que le sud, afin de compléter une production déjà surabondante en milieu de journée et l'été.
Dans la continuité de la logique d'heures creuses "solaires", se profile aussi le retour de la tarification dynamique. Celle-ci propose un prix indexé (partiellement ou totalement) sur le prix spot. Tenté par Barry sur le marché résidentiel jusqu'en 2022, il a été balayé par la crise de l'énergie. Mais la tarification dynamique, comme l'effacement, devrait revenir en grâce, notamment auprès de consommateurs disposant d'un mode de chauffage alternatif à l'électricité, et d'un véhicule électrique.
Pourquoi ne pas simplement arrêter de produire pour éviter les prix négatifs ?
Face à un excès de production sur le réseau, une question intuitive se pose souvent : pourquoi ne pas simplement arrêter certaines centrales plutôt que vendre à prix négatif ? La réponse est simple : parce que c’est souvent plus coûteux d’arrêter que de continuer à produire à perte pendant quelques heures.
Arrêter une centrale, un choix coûteux et techniquement contraignant
Contrairement aux idées reçues, mettre à l’arrêt une centrale de production dite « pilotable » (nucléaire, gaz, charbon) n’est ni immédiat, ni gratuit. Cela implique :
- Des coûts fixes de mise à l’arrêt et de redémarrage (maintenance, sécurité, relance progressive) ;
- Un temps d’indisponibilité parfois long, notamment pour les réacteurs nucléaires ;
- Des contraintes techniques, comme un seuil minimum de puissance à maintenir sous peine d’instabilité.
Résultat : pour certaines centrales, vendre à perte pendant quelques heures coûte moins cher que de couper et relancer l’installation. C’est ce raisonnement économique qui pousse certains producteurs à accepter des prix négatifs ponctuellement.
Les prix négatifs apparaissent quand l’offre est rigide et surabondante
Les épisodes de prix négatifs sont des déséquilibres temporaires du marché, où la production excède largement la demande. Plusieurs conditions les rendent possibles :
- Une faible consommation, par exemple lors d’un dimanche printanier sans chauffage ni climatisation ;
- Une production renouvelable abondante, boostée par du vent ou du soleil ;
- Des moyens de production non flexibles, difficiles à ajuster rapidement ;
- Un manque de stockage ou d’exportation possible à l’instant T.
Par ailleurs, les producteurs renouvelables sous obligation d’achat continuent de produire, quelle que soit la situation du marché. Leurs coûts variables étant quasi nuls, ils n’ont pas d’incitation à s’arrêter, d’autant plus qu’ils sont rémunérés pour chaque kilowatt injecté, quel que soit le prix spot.
C’est cette combinaison de production non pilotable + demande rigide + absence de stockage qui fait plonger les prix dans le négatif. Ce n’est pas une anomalie, mais un signal : celui d’un système qui doit évoluer vers plus de flexibilité, notamment du côté de la demande.