KERKDRIEL (Pays-Bas) – Cet été, Jeroen van Diesen a été payé pour consommer de l’électricité. Lors des périodes de forte production éolienne ou solaire, le prix de gros de l’électricité néerlandaise tombait à zéro, voire en territoire négatif, lui permettant de recharger gratuitement ses deux voitures électriques et, parfois, d’engranger quelques euros supplémentaires.
Cette situation illustre un phénomène en plein essor dans les marchés électriques européens : la montée en puissance des énergies renouvelables, aux coûts de production quasi nuls, entraîne des prix de gros nuls ou négatifs pendant un nombre croissant d’heures. Au prmier semestre 2025, cela a concerné 9 % des heures en Europe continentale, contre 6% en 2024 et 2,2 % en 2023, selon l’association des gestionnaires de réseaux Entso-E. Les pays les plus dotés en capacités renouvelables affichent des taux encore plus élevés : 8 % aux Pays-Bas, 11 % en Finlande et 12 % en Espagne.
Les contrats à prix dynamique, encore rares, permettent aux consommateurs de profiter directement de ces variations horaires. Van Diesen, comme d’autres « green nerds » néerlandais, s’y adonne comme à un jeu, lançant ses lessives ou rechargeant ses batteries domestiques quand les prix s’effondrent. L’entreprise norvégienne Tibber, pionnière du secteur, compte déjà plus d’un million de clients en Scandinavie, Allemagne et Pays-Bas.
Cette évolution est portée par deux tendances : la hausse rapide des capacités éoliennes et solaires, et le maintien de la production renouvelable même en cas de faible demande, en raison des subventions. Les prix négatifs incitent aussi certains industriels à adapter leur production. Le britannique Linde construit ainsi des centrales à gaz industrielles, modulables selon les prix de l’électricité, avec stockage servant de « batteries virtuelles ». L’allemand Trimet modernise ses fonderies d’aluminium pour ajuster la consommation à la disponibilité des renouvelables.
Si les États-Unis sont encore en retrait – 21 % d’électricité renouvelable contre 44 % dans l’UE –, certaines régions comme la Californie ou le Texas connaissent déjà des prix nuls ou négatifs plusieurs heures par jour. En Californie du Sud, c’est le cas près de 20 % du temps en 2024. Les régulateurs américains, longtemps prudents, commencent à voir dans la tarification dynamique un moyen de réduire la demande de pointe et d’intégrer davantage de renouvelables.
Toutefois, même dans un futur 100 % vert, la facture des ménages ne tombera pas à zéro : les coûts de transport et de distribution représentent près de 40 % de la facture et devraient encore augmenter pour moderniser les réseaux.
D’après un article de Matthew Dalton paru dans le Wall Street Journal.
