Prix négatif de l’électricité : un courant abondant, mais difficile à stocker

Un prix négatif de l’électricité apparaît lorsque, sur le marché de gros, certains producteurs acceptent de payer pour que leur énergie soit achetée. Ce paradoxe ne rend pas automatiquement la facture des particuliers négative. Il traduit surtout un déséquilibre ponctuel entre une offre abondante et une demande insuffisante. En France, ces épisodes surviennent surtout entre 12 h et 16 h et pendant les week-ends, lorsque la production solaire est élevée et que l’activité économique ralentit.

Quand le prix de l’électricité passe sous zéro, que se passe-t-il réellement ?

Le prix négatif de l’électricité se forme sur le marché spot, où l’énergie est achetée et vendue pour une livraison proche, généralement le lendemain. Les acteurs y déclarent des volumes de production ou de consommation pour chaque heure. Le prix s’établit ensuite au point d’équilibre entre l’offre et la demande.

Lorsque la production disponible dépasse largement les besoins du moment, le prix baisse. S’il devient plus coûteux d’arrêter une installation que de continuer à produire, certains producteurs peuvent proposer un prix inférieur à zéro. Ils rémunèrent alors l’acheteur qui absorbe leur énergie. Cela ne signifie pas que l’électricité est « gratuite » au sens physique : le réseau doit rester équilibré à chaque instant entre les injections et les soutirages.

Un signal de marché, pas une anomalie technique

Un prix négatif est un signal de prix. Il indique que l’électricité est trop abondante à un instant donné et qu’il serait utile de consommer davantage, de stocker l’énergie ou de réduire la production. Ce signal peut inciter les industriels flexibles à décaler certains usages, les opérateurs de batteries à se charger et les fournisseurs à proposer des offres tarifaires dynamiques.

La difficulté tient à la capacité limitée de stockage de l’électricité. Un surplus de blé peut attendre dans un silo ; un surplus d’électricité doit être consommé, exporté, stocké ou évité par une baisse de production. Cette contrainte explique l’intérêt croissant des batteries, des stations de transfert d’énergie par pompage, de l’effacement de consommation et des interconnexions avec les pays voisins.

Pourquoi les heures à prix négatif se multiplient-elles ?

La première cause est une offre excédentaire face à une demande faible. Plusieurs facteurs peuvent se combiner : une météo douce, une consommation réduite le week-end, une forte production éolienne, un ensoleillement important ou une capacité d’exportation limitée à un moment donné. La montée en puissance des énergies renouvelables rend ces séquences plus fréquentes, sans en être l’unique explication.

Le solaire concentre les surplus au milieu de la journée

Le photovoltaïque produit principalement autour de la mi-journée, lorsque son parc est le plus productif. Durant l’été 2024, la production solaire a atteint 8,87 TWh. Si cette production coïncide avec une demande modérée et une production éolienne soutenue, le marché peut disposer de davantage d’électricité que nécessaire.

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) observe que les heures négatives se situent surtout entre 12 h et 16 h ainsi que pendant les week-ends. La moitié de ces prix négatifs reste toutefois comprise entre -0,1 €/MWh et 0 €/MWh. La baisse est donc souvent faible, mais elle traduit un déséquilibre réel du système.

Des moyens de production qui ne s’arrêtent pas instantanément

Toutes les centrales ne peuvent pas adapter leur production à la même vitesse. Réduire puis relancer une unité peut entraîner des coûts techniques, des contraintes d’exploitation et une perte de rendement. Certains producteurs préfèrent donc vendre à perte pendant quelques heures plutôt que d’interrompre leur installation. Les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables peuvent aussi modifier cet arbitrage, selon la façon dont ils rémunèrent la production ou compensent les écarts de prix.

Un surplus d’électricité n’a de valeur que s’il trouve rapidement un usage. Charger une batterie, produire de la chaleur dans un stockage thermique, piloter une pompe à chaleur collective ou lancer un procédé industriel déplaçable permet de valoriser cette énergie. L’enjeu consiste donc à développer des usages flexibles capables de suivre les variations de la production solaire et éolienne.

Des prix plus bas en moyenne, mais un marché plus volatil

La hausse des épisodes négatifs s’inscrit dans un marché plus contrasté. Certaines heures affichent un excédent, tandis que d’autres restent tendues lorsque la demande est forte et que la production renouvelable est faible. Il faut donc distinguer le niveau moyen annuel des prix et leur volatilité heure par heure.

Les écarts entre les décomptes d’heures peuvent s’expliquer par les périmètres et les méthodes de mesure retenus. La tendance reste néanmoins claire : les prix négatifs occupent une place croissante dans le fonctionnement du marché. RTE indique aussi un prix spot moyen de 276 €/MWh en 2022. Un même marché peut donc connaître des flambées de prix et des épisodes de surplus.

Qui gagne, qui perd et quel effet sur la facture ?

Les producteurs qui continuent à injecter de l’électricité pendant une heure négative peuvent subir une perte, sauf si leur modèle de rémunération ou leur contrat les protège en partie. Les exploitants d’actifs flexibles, eux, peuvent profiter de ces créneaux. Les batteries, les électrolyseurs, les sites industriels capables de déplacer leur consommation et les opérateurs de stockage ont intérêt à absorber l’énergie lorsque son prix est très bas.

Les particuliers ne sont pas payés pour consommer dans la plupart des cas

Pour un ménage disposant d’un contrat classique à prix fixe ou réglementé, une heure négative sur le marché de gros ne se traduit pas directement par une rémunération. La facture comprend aussi le coût de l’acheminement, les taxes, les coûts commerciaux et la couverture du risque du fournisseur. L’effet du prix spot est donc indirect et dilué.

Les contrats à tarification dynamique rapprochent davantage le prix payé par le client du prix spot. Ils supposent toutefois de pouvoir déplacer certains usages sans réduire le confort : recharge d’un véhicule électrique, ballon d’eau chaude, lave-linge ou chauffage pilotable. Pour les entreprises électro-intensives, cet arbitrage peut devenir un levier économique plus significatif.

Réduire les surplus : les priorités pour un système plus flexible

La réponse ne consiste pas à freiner mécaniquement les énergies renouvelables, mais à mieux synchroniser la production, le réseau et la consommation. La CRE souligne la nécessité d’adapter les dispositifs de soutien pour éviter qu’ils n’incitent à produire sans tenir compte du signal de marché. L’objectif est de préserver l’investissement dans les filières bas carbone tout en limitant les coûts collectifs liés aux heures négatives.

• Développer le stockage pour déplacer l’énergie des heures excédentaires vers les périodes de besoin.
• Encourager l’effacement et le pilotage des usages, notamment dans l’industrie et les bâtiments collectifs.
• Renforcer les réseaux et les interconnexions pour exporter plus facilement les surplus lorsque les marchés voisins en ont besoin.
• Adapter les contrats de soutien afin de mieux prendre en compte les prix négatifs sans fragiliser les projets renouvelables.
• Rendre les consommateurs acteurs grâce à des équipements pilotables et à des offres tarifaires compréhensibles.

Les prix négatifs ne sont ni une absurdité ni une solution en soi. Ils montrent que la valeur de l’électricité varie selon l’heure, la météo et les capacités du réseau. Plus le système disposera de stockage, de flexibilité et d’usages pilotables, plus ces surplus pourront devenir une opportunité plutôt qu’un coût.