Prix négatifs de l’électricité : pour la CRE, la France manque surtout de flexibilité

Si l’électricité se vend de plus en plus souvent à prix négatif en France, c’est parce que le système ne sait pas encore stocker ni décaler sa consommation quand la production déborde : c’est la conclusion d’une note de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) publiée en octobre. Le régulateur n’y voit pas une panne du marché, mais un appel à développer vite batteries, effacement et pilotage des usages.

Une hausse continue depuis trois ans

Le compteur grimpe d’année en année. De 147 heures en 2023, la France est passée à 361 heures en 2024, puis à 513 heures en 2025. L’année 2026 a battu ce record avant même la mi-octobre, avec 568 heures relevées au 8 octobre.

Selon la CRE, ces prix sous zéro ont une fonction précise. Ils apparaissent quand l’offre d’électricité dépasse largement ce que les consommateurs peuvent absorber, et servent de signal : ils poussent une partie des producteurs à baisser leur injection et une partie des consommateurs à utiliser davantage de courant, ou à le faire à ce moment-là plutôt qu’à un autre.

Le photovoltaïque au cœur des heures de midi

Le profil des épisodes suit la courbe du soleil. On les retrouve surtout entre le printemps et le début de l’automne, sur la plage 12 h – 16 h, quand les panneaux produisent à plein alors que la demande reste modeste. Les samedis, dimanches et jours fériés, où l’activité ralentit, sont encore plus exposés. Sur les six premiers mois de 2026, le prix journalier fixé pour 14 h a été négatif dans 37 % des cas.

Des records à près de –500 €/MWh

Deux journées de printemps ont marqué les esprits : –412 €/MWh le 26 avril à 14 h, puis –497 €/MWh le 1er mai à 13 h. Ces niveaux ont déclenché la baisse automatique du plancher du marché journalier européen, qui est passé de –500 à –600 €/MWh.

Un phénomène européen

La France est loin d’être seule dans ce cas. À la date de la note, l’Espagne totalisait déjà 812 heures négatives en 2026, l’Allemagne 472 et les Pays-Bas 389. Pour le régulateur, ces épisodes font maintenant partie du fonctionnement normal du marché européen de l’électricité.

Des producteurs renouvelables qui coupent plus vite

La note relève aussi un changement de comportement des parcs éoliens et solaires français. Les nouveaux contrats de soutien et les règles qui encouragent l’arrêt en période de prix négatifs ont conduit une part croissante de ces installations à proposer leur électricité aux alentours de 0 €/MWh. D’après les estimations de la CRE, cette part atteignait l’équivalent de 33 % de la production renouvelable en 2023, 36 % en 2025 et 44 % sur le premier semestre 2026.

L’Allemagne se comporte autrement. Là où les producteurs français ont intérêt à s’arrêter dès que le prix devient négatif, les arrêts outre-Rhin se répartissent sur une plage bien plus large, qui descend jusqu’à –100 €/MWh.

Pour un particulier équipé, ces épisodes sont un argument de plus pour consommer sa propre production plutôt que de l’injecter : notre page sur la rentabilité des panneaux solaires détaille l’intérêt de l’autoconsommation.

Le stockage en première ligne

Le diagnostic de la CRE est sans détour : tant que le système manquera de flexibilité, les prix négatifs resteront fréquents. Les batteries figurent parmi les réponses les plus directes, puisqu’elles se chargent quand l’électricité abonde et la rendent au réseau quand les prix repartent à la hausse.

Le parc progresse déjà. La France disposait de 2,1 GW de batteries stationnaires raccordées au 1er juillet 2026, dont 500 MW ajoutés depuis janvier, soit vingt fois plus qu’en 2020. Fin juin, plus de 17 GW de projets supplémentaires étaient en attente de raccordement. À l’échelle d’une maison, le même raisonnement vaut pour une batterie associée à des panneaux solaires.

Le régulateur cite d’autres leviers que le stockage : décaler certains usages vers les heures de forte production, développer l’effacement et revoir le placement des heures creuses. Son message, au fond, ne porte pas sur un trop-plein de renouvelables, mais sur un réseau qui doit apprendre à consommer et à stocker l’énergie au moment où elle est disponible. La note complète est disponible sur le site de la CRE.

Questions fréquentes

Qu’est-ce qu’un prix négatif de l’électricité ?

Sur le marché de gros, un prix négatif signifie que le vendeur paie pour écouler son électricité. Cela arrive quand la production dépasse nettement la demande : le prix sous zéro incite les producteurs à réduire leur injection et les consommateurs à utiliser plus de courant.

Pourquoi les prix négatifs tombent-ils surtout en milieu de journée ?

Entre 12 h et 16 h, au printemps et en été, la production solaire est à son maximum alors que la consommation reste faible, surtout le week-end et les jours fériés. C’est sur ce créneau que la CRE relève l’essentiel des épisodes négatifs en France.

Combien d’heures de prix négatifs la France a-t-elle connues en 2026 ?

D’après la CRE, 568 heures avaient été enregistrées au 8 octobre 2026, un record qui dépasse les 513 heures de toute l’année 2025.

Les batteries peuvent-elles faire disparaître les prix négatifs ?

Elles en sont l’un des principaux remèdes selon la CRE, en absorbant le surplus de production et en le restituant plus tard. Le régulateur estime toutefois qu’il faut aussi déplacer les consommations, développer l’effacement et faire évoluer les heures creuses.