Les prix négatifs de l’électricité : un phénomène qui refait surface en Europe

La semaine dernière a été marquée par un événement notable sur les marchés européens de l’énergie : le retour des prix négatifs de l’électricité en France et en Allemagne. Ce phénomène, qui survient lorsque la production dépasse largement la demande, s’est accompagné de niveaux historiquement bas sur plusieurs autres places boursières. Cette analyse, basée sur les derniers rapports de AleaSoft Energy Forecasting, décrypte les causes et les implications de cette baisse généralisée des prix.

Un panorama européen des prix à des niveaux planchers

Selon l’analyse hebdomadaire du cabinet espagnol AleaSoft Energy Forecasting, plusieurs grands marchés européens ont enregistré leurs prix moyens journaliers les plus faibles de l’année. Le point le plus bas a été atteint en Allemagne le 5 avril, avec un prix moyen journalier de -16,34 €/MWh, un niveau inédit depuis juillet 2023.

La France et la Belgique également touchées

Le même jour, le marché français a affiché un prix moyen négatif de -3,56 €/MWh, son plus bas depuis mai 2025. La Belgique a frôlé ce seuil symbolique avec une moyenne de 0,05 €/MWh, également un minimum sur la même période.

Des records de faiblesse au Nord et à l’Ouest

Les marchés britannique, nordique (NO) et néerlandais (NL) ont, quant à eux, enregistré le 5 avril leurs plus faibles moyennes journalières depuis octobre 2025, respectivement à 6,84 €/MWh, 7,61 €/MWh et 14,46 €/MWh. Ces effondrements ponctuels ont tiré les moyennes hebdomadaires sous la barre des 100 €/MWh sur la plupart des marchés continentaux.

Les marchés ibériques et italiens : des dynamiques contrastées

Le contraste est frappant avec la situation italienne. L’Italie a maintenu une moyenne hebdomadaire élevée à 136,15 €/MWh, avec des prix journaliers systématiquement au-dessus de 100 €/MWh, dépassant même 150 €/MWh en début de semaine. À l’inverse, les marchés ibériques, couplés depuis plusieurs années, ont affiché les moyennes hebdomadaires les plus basses d’Europe : 12,44 €/MWh pour l’Espagne et 12,62 €/MWh pour le Portugal, avec des prix journaliers restant inférieurs à 25 €/MWh.

Les causes principales de cette chute des prix

AleaSoft Energy Forecasting identifie deux facteurs clés ayant conduit à cette pression baissière extrême.

Une production solaire en forte hausse

La combinaison d’une météo ensoleillée et de la baisse saisonnière de la demande a créé des conditions idéales pour les énergies renouvelables. La production solaire a significativement augmenté d’une semaine sur l’autre en Allemagne, au Portugal et en Espagne. Cette production abondante et peu coûteuse a priorité d’injection sur le réseau, repoussant les centrales thermiques plus chères et tirant les prix vers le bas, voire dans le négatif. Pour comprendre l’impact du solaire, le rapport annuel de l’IRENA sur les coûts des renouvelables est une ressource précieuse.

La baisse des prix du gaz naturel

Le gaz reste un déterminant majeur du prix de l’électricité en Europe via son rôle dans la production thermique. Les contrats à terme sur le gaz TTF (Title Transfer Facility), référence européenne, ont connu une semaine volatile. Après un pic à 54,81 €/MWh le 30 mars, ils sont tombés à 47,51 €/MWh le lendemain, leur plus bas niveau depuis le 11 mars. Bien qu’un rebond à 50,04 €/MWh ait suivi, le prix de clôture hebdomadaire restait inférieur de 7,6% à celui de la semaine précédente. Les analystes pointent des inquiétudes sur l’approvisionnement et des niveaux de stockage comme causes de cette volatilité, atténuant l’effet baissier initial lié à des perspectives géopolitiques plus optimistes.

Quelles perspectives pour les prochaines semaines ?

Dans ses prévisions, AleaSoft anticipe une poursuite de la baisse des prix sur certains marchés cette semaine, tandis qu’une légère hausse est attendue au Portugal et en Espagne. Le cabinet souligne néanmoins que l’évolution des prix du gaz TTF continuera d’être le facteur dominant pour les marchés majeurs comme l’Allemagne, la France ou l’Italie. Cette période de prix bas, voire négatifs, illustre les défis d’un système électrique en transition, où l’intermittence des renouvelables doit être gérée avec flexibilité. Pour suivre l’évolution des marchés, les données publiées par ENTSO-E, le réseau des gestionnaires de réseau européens, sont essentielles.