La multiplication des heures à prix très bas sur les marchés de l’électricité s’affirme comme l’une des conséquences les plus visibles de la transition énergétique en Europe. Une note récente publiée par l’Office franco-allemand pour la transition énergétique (OFATE) met en lumière une tendance appelée à s’amplifier d’ici 2030, en France comme en Allemagne.
Entre 2019 et 2024, le phénomène a connu une accélération spectaculaire. En France, le nombre d’heures où les prix de l’électricité descendent sous 3 €/MWh est passé d’environ 50 à près de 850 par an, tandis qu’en Allemagne il a évolué de 300 à 700 heures. Cette hausse s’explique principalement par l’essor rapide du photovoltaïque, dont la production concentrée en milieu de journée crée des situations d’excédent structurel d’électricité.
Des déséquilibres structurels difficiles à corriger
À horizon 2030, cette dynamique devrait s’accentuer. Selon les modélisations, la France pourrait atteindre environ 1 240 heures à prix bas par an, contre près de 1 800 en Allemagne. Le cœur du problème réside dans le décalage entre une production renouvelable abondante et une demande insuffisamment flexible pour l’absorber.
Ce phénomène pénalise directement les producteurs, en particulier les exploitants photovoltaïques. Leur valeur de marché – c’est-à-dire le prix moyen obtenu pour leur production – diminue mécaniquement, car ils injectent leur électricité précisément aux heures où les prix sont les plus faibles. Cette « cannibalisation » des revenus constitue un défi majeur pour le financement des nouveaux projets solaires.
Le stockage, une réponse encore insuffisante
Face à cette situation, le développement des batteries apparaît comme une solution naturelle. En théorie, elles permettent de stocker l’électricité excédentaire en journée pour la restituer le soir, lissant ainsi les prix.
Dans les faits, leur impact reste limité. Même avec un déploiement massif, les batteries ne réduiraient que marginalement le nombre d’heures à prix bas. En cause : leur durée de stockage typique, souvent limitée à deux heures, ne permet pas d’absorber les pics de production photovoltaïque, beaucoup plus étendus dans le temps.
Autre limite importante : la rentabilité. Plus les capacités de stockage augmentent, plus les revenus d’arbitrage diminuent. Cette baisse des marges réduit les incitations à investir, freinant ainsi le développement du stockage à grande échelle.
Des effets essentiellement nationaux
L’étude souligne également le caractère très local des effets des batteries. Le développement du stockage dans un pays profite avant tout à ce pays, avec très peu d’impact sur les marchés voisins. Cette situation s’explique par la forte corrélation des productions solaires en Europe : les excédents surviennent souvent simultanément dans plusieurs pays, limitant les possibilités d’échanges utiles.
Les interconnexions, un levier marginal
Autre piste explorée : le renforcement des interconnexions électriques entre la France et l’Allemagne. Là encore, les résultats sont décevants. Même une augmentation de 50 % des capacités d’échange n’aurait qu’un effet marginal sur le nombre d’heures à prix bas.
