Prix négatifs de l’électricité : comment ils redessinent le marché solaire et les PPA en Europe

Le développement des capacités solaires européennes progresse désormais plus rapidement que la capacité des marchés à absorber leur production, multipliant les épisodes de prix très faibles voire négatifs. Selon S&P Global, le nombre d’heures à prix négatifs sur cinq grands marchés européens a atteint un nouveau record au premier semestre 2026, avec la France en tête des marchés les plus exposés — une évolution qui transforme en profondeur le marché des contrats d’achat d’électricité renouvelable (PPA).

En bref :

• Le nombre d’heures à prix négatifs au premier semestre 2026 était environ 2 % supérieur au précédent record de la même période en 2025, et plus de 13 fois supérieur à 2022 sur l’ensemble de l’année 2025.
• La France est le marché le plus exposé aux prix négatifs, en raison de la forte production nucléaire, difficile à ajuster rapidement ; l’Italie n’a enregistré aucune heure à prix négatif.
• En Allemagne, les écarts de prix exploitables par les batteries ont atteint des pics quotidiens supérieurs à 650 €/MWh au deuxième trimestre 2026, pour une moyenne proche de 200 €/MWh.
• Environ 10 à 15 % des capacités solaires européennes sont exposées au risque marchand ; plus de 61 GW sont couverts par des PPA.
• La part des projets solaires indépendants dans les PPA européens est tombée d’environ 55 % en 2025 à environ un tiers au premier semestre 2026.

Une abondance solaire qui dépasse la capacité d’absorption des marchés

Lorsque la production solaire est élevée au moment où la demande reste modérée, et que s’y ajoutent une forte production éolienne et une flexibilité limitée des réseaux électriques, les épisodes de surabondance se multiplient. Cette situation entraîne une hausse de la fréquence des prix très faibles, voire négatifs, pendant les périodes de forte production solaire. À l’inverse, les marchés connaissent de plus en plus souvent de brusques flambées des prix durant les soirées d’été : lorsque la production photovoltaïque diminue, les centrales flexibles, notamment celles fonctionnant au gaz, doivent alors augmenter rapidement leur production pour répondre à la demande. Selon S&P Global, le nombre d’heures durant lesquelles les prix de l’électricité ont été négatifs au premier semestre 2026 sur cinq grands marchés européens, dont la Grande-Bretagne, était environ 2 % supérieur au précédent record établi au cours de la même période en 2025 — et sur l’ensemble de l’année 2025, ce nombre d’heures à prix négatifs avait déjà été plus de 13 fois supérieur à celui enregistré en 2022.

La France, marché le plus exposé aux prix négatifs

Les écarts entre les différents marchés européens restent importants. La France a enregistré le plus grand nombre d’heures à prix négatifs : la forte production du parc nucléaire, difficile à ajuster rapidement, exerce une pression supplémentaire à la baisse sur les prix lorsque l’offre d’électricité est abondante. En Allemagne, à l’inverse, la hausse des prix du gaz a contribué à soutenir les prix de l’électricité pendant l’été. L’Italie n’a enregistré aucune heure à prix négatif, notamment en raison de sa plus forte dépendance à la production électrique à partir de centrales à gaz. La tendance reste néanmoins désormais visible sur la majorité des marchés européens.

Le stockage par batteries profite de l’élargissement des écarts de prix

Cette volatilité croissante renforce l’intérêt économique du stockage par batteries. Les données de Platts, filiale de S&P Global Energy, montrent qu’en Allemagne, les écarts de prix de gros susceptibles d’être exploités par les batteries ont atteint des pics quotidiens supérieurs à 650 €/MWh au deuxième trimestre 2026, pour un écart moyen établi à près de 200 €/MWh sur la même période — un niveau supérieur à celui observé en Espagne et en Grande-Bretagne. Pour les marchés fortement équipés en solaire, comme l’Espagne, cette évolution renforce l’intérêt des projets de stockage à grande échelle, et modifie les perspectives de revenus des centrales solaires directement exposées aux fluctuations du marché. Environ 10 à 15 % des capacités solaires européennes sont actuellement exposées au risque marchand, tandis que plus de 61 GW sont couverts par des PPA — l’Allemagne illustrant cette distinction avec seulement environ 9 % de ses capacités solaires installées directement exposées au marché.

Le problème du solaire n’est plus son coût, mais la valeur de sa production

Pour S&P Global, la question n’est pas celle de la compétitivité économique du solaire en tant que technologie. Le problème vient plutôt de la baisse de la valeur de l’électricité solaire lorsqu’elle est produite en très grandes quantités au même moment : une centrale solaire peut produire beaucoup d’électricité précisément lorsque le système électrique en a le moins besoin, et que cette électricité se négocie au prix le plus faible. Cette évolution remet en question les modèles économiques reposant uniquement sur la production d’un volume donné d’électricité renouvelable, sans tenir compte du moment auquel cette production est disponible.

Des PPA traditionnels de moins en moins adaptés au solaire

Le phénomène transforme également le marché des contrats d’achat d’électricité renouvelable. Les PPA traditionnels de type « pay-as-produced » reposent sur un principe simple : l’acheteur acquiert l’électricité au fur et à mesure de sa production. Conçus dans un contexte où l’électricité renouvelable conservait généralement une valeur élevée sur le marché, ces contrats deviennent plus risqués à mesure que la part du solaire augmente dans le mix électrique : l’acheteur reçoit l’électricité lorsque la centrale solaire produit, que cette production corresponde ou non à ses besoins de consommation et que les prix soient ou non favorables. « La baisse de la contractualisation des projets solaires indépendants montre que les prix négatifs deviennent un problème structurel dans la conception des PPA, et non plus seulement un problème pour le marché marchand », explique Bruno Brunetti, responsable des revenus des énergies renouvelables chez S&P Global Energy Horizons.

Les projets solaires photovoltaïques indépendants représentaient plus de 55 % des contrats PPA annoncés en Europe en 2025. Au premier semestre 2026, leur part est tombée à environ un tiers, pour moins de 3 GW de capacités contractualisées. Selon Bruno Brunetti, la demande des acheteurs pour de l’électricité renouvelable reste forte, mais ces derniers privilégient désormais des contrats capables de prendre explicitement en compte le moment de la livraison, le prix effectivement capté par le producteur et l’exposition aux périodes de prix négatifs.

Vers un marché de l’électricité renouvelable piloté heure par heure

Dans ce contexte, la combinaison de plusieurs technologies — solaire, stockage et autres moyens flexibles — gagne en importance, favorisant des modèles reposant sur l’agrégation d’actifs et des produits énergétiques plus structurés. Le marché s’éloigne ainsi progressivement d’une logique consistant simplement à acheter ou produire un volume défini d’électricité renouvelable : l’enjeu devient de maîtriser le moment où cette électricité est produite et celui où elle est effectivement livrée. Selon S&P Global, cette évolution pousse le marché vers des modèles capables de faire correspondre production et demande à l’échelle horaire ; les certificats horaires et autres systèmes de certification plus granulaires pourraient constituer la prochaine étape de l’approvisionnement des entreprises en énergie renouvelable.

Questions fréquentes

Pourquoi les prix négatifs de l’électricité se multiplient-ils en Europe ?

Ils surviennent lorsque la production solaire (et éolienne) est élevée au moment où la demande reste modérée, dans un contexte de flexibilité limitée des réseaux — l’offre dépasse alors la demande et les prix de gros peuvent devenir négatifs pendant ces heures-là.

Pourquoi la France est-elle plus exposée aux prix négatifs que l’Italie ?

La forte production du parc nucléaire français, difficile à ajuster rapidement, ajoute une pression à la baisse sur les prix en période d’offre abondante. L’Italie, plus dépendante du gaz pour sa production électrique, n’a enregistré aucune heure à prix négatif.

Pourquoi les PPA solaires traditionnels deviennent-ils moins attractifs ?

Les PPA « pay-as-produced » exposent l’acheteur au profil de production réel de la centrale solaire, y compris pendant les heures à prix négatifs. Avec la multiplication de ces épisodes, les acheteurs préfèrent des contrats qui tiennent compte du moment de livraison et du prix réellement capté.

En résumé : la multiplication des prix négatifs ne remet pas en cause la compétitivité du solaire, mais transforme la manière dont sa production doit être valorisée et contractualisée. Stockage par batteries, agrégation d’actifs et certification horaire de l’électricité renouvelable s’annoncent comme les réponses structurelles à cette nouvelle donne de marché. Analyse basée sur les données de S&P Global.