Records de prix négatifs de l’électricité : causes et perspectives en 2026

Le printemps 2026 est marqué par un retour en force des prix négatifs sur les marchés européens de l’électricité. Selon l’observatoire des prix de Storio Energy, 90 % des jours d’avril ont affiché des prix nuls ou négatifs sur le marché day-ahead. Le week-end du 26 avril a été particulièrement frappant, avec un prix tombé à -479 €/MWh à 14 heures, frôlant le plancher autorisé de -500 €/MWh. Début mai, un nouveau record a été enregistré à -498 €/MWh, confirmant une tendance inédite.

Un printemps marqué par des records de prix négatifs

Les données de Storio Energy révèlent que plus de 200 heures ont été passées en territoire négatif ou nul depuis le début de l’année, contre une centaine à la même période en 2025. Parallèlement, le spread (écart entre les prix les plus hauts et les plus bas) a progressé de 15 % par rapport à 2025, tandis que le prix moyen a reculé de 26 %. Le prix moyen de l’électricité s’établit ainsi autour de 40 €/MWh, avec des variations intraday records : l’écart moyen atteint 143 €/MWh, soit 3,5 fois le prix moyen. Ces chiffres illustrent une volatilité croissante du marché, alimentée par des facteurs structurels et conjoncturels.

Les causes de la recrudescence des prix négatifs

L’analyse de Storio Energy met en avant trois causes principales expliquant cette situation.

La hausse de la production photovoltaïque

La capacité photovoltaïque installée a augmenté d’environ 6 GWc en 2025, dont une part significative bénéficie d’un contrat d’obligation d’achat. Ces installations continuent d’injecter sur le réseau même lorsque les prix deviennent négatifs, ce qui accentue la pression à la baisse sur les prix pendant les heures d’ensoleillement. Selon RTE, la production solaire a atteint des niveaux records au printemps 2026, coïncidant avec une faible demande saisonnière.

Une modulation nucléaire limitée

La modulation du parc nucléaire s’est révélée plus faible qu’en 2025 : autour de 28 GW de puissance disponible en 2026 contre environ 24 GW un an plus tôt. « EDF met cette production aux enchères sur le marché day-ahead “à tout prix”, y compris lorsque les prix sont très bas », souligne l’étude. Ce comportement s’explique par la volonté d’écouler la production, même en période de surcapacité.

Un facteur réglementaire

Le 27 mars 2026, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a validé un accord entre RTE et EDF instaurant une puissance minimale pour le nucléaire, destiné à sécuriser l’équilibre du réseau. « Cet accord explique probablement en partie la plus faible modulation observée ces dernières semaines », estime Storio Energy. En fixant un plancher de production, il réduit la flexibilité du parc nucléaire pour s’adapter à la demande.

Conséquences sur le marché et les écarts de prix

Le contexte international amplifie les disparités horaires. Les tensions au Moyen-Orient maintiennent les prix du gaz à un niveau élevé en Europe, ce qui tire les prix de l’électricité à la hausse le matin et en soirée, lorsque les centrales à gaz fixent le prix marginal. La moyenne atteint alors 111 €/MWh sur ces créneaux. Cette double dynamique – prix négatifs en journée et prix élevés aux pointes – explique l’écart intraday record observé.

Pour les consommateurs et les producteurs, cette volatilité implique une gestion plus complexe. Les fournisseurs doivent adapter leurs offres, tandis que les producteurs solaires sous contrat d’achat subissent des pertes. À l’inverse, les acteurs capables de stocker ou de décaler leur consommation (comme les batteries ou l’hydrogène) peuvent tirer parti de ces variations.

Perspectives et tendances pour les mois à venir

La tendance des prix négatifs devrait se prolonger tant que la production solaire reste forte et que la flexibilité du parc nucléaire est limitée par l’accord réglementaire.