Les épisodes de prix négatifs sur le marché de gros de l’électricité ne sont plus exceptionnels. Dans une nouvelle note publiée en octobre, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) constate leur forte progression en France et en Europe. Elle y voit avant tout le signal d’un système électrique qui doit développer rapidement davantage de flexibilité, grâce au stockage, au pilotage de la consommation et à une meilleure réaction des moyens de production aux prix de marché.
La progression est spectaculaire. La France avait enregistré 147 heures à prix négatifs en 2023, 361 en 2024 et 513 en 2025. Au 8 octobre 2026, le compteur atteignait déjà 568 heures, dépassant le record de l’ensemble de l’année précédente.
Pour la CRE, cette multiplication des prix négatifs ne traduit pas un dysfonctionnement du marché. Elle correspond principalement à des périodes durant lesquelles la production d’électricité est très abondante alors que la consommation reste insuffisante pour l’absorber. Les prix deviennent alors négatifs afin d’inciter certains producteurs à réduire leur injection et certains consommateurs à augmenter ou déplacer leur consommation.
Le solaire concentre les épisodes en milieu de journée
Le phénomène apparaît principalement du printemps au début de l’automne, lorsque la demande est relativement faible et la production photovoltaïque élevée. Il est particulièrement marqué entre 12 heures et 16 heures. Au premier semestre 2026, le prix journalier observé à 14 heures a été négatif 37 % du temps. Les week-ends et jours fériés sont également davantage concernés en raison d’une consommation plus faible.
Certaines situations ont atteint des niveaux extrêmes : –412 €/MWh le 26 avril à 14 heures et –497 €/MWh le 1er mai à 13 heures. Ces épisodes ont conduit à l’abaissement automatique du prix plancher du marché journalier européen de –500 à –600 €/MWh.
La France n’est cependant pas un cas isolé. L’Espagne comptabilisait déjà 812 heures à prix négatif en 2026 à la date de publication, l’Allemagne 472 heures et les Pays-Bas 389. Pour la CRE, les prix négatifs sont désormais devenus une composante structurelle du fonctionnement du marché européen.
Les renouvelables françaises deviennent plus réactives
La note insiste également sur une évolution du comportement des producteurs renouvelables français. Sous l’effet des nouveaux dispositifs de soutien et des mécanismes incitant à interrompre la production lorsque les prix deviennent négatifs, une part croissante des volumes éoliens et solaires est désormais proposée autour de 0 €/MWh.
La CRE estime que l’équivalent de 33 % de la production renouvelable était vendu autour de zéro en 2023, contre 36 % en 2025 et déjà 44 % au premier semestre 2026. Cette évolution traduit une plus grande sensibilité du parc renouvelable aux signaux de marché. La comparaison avec l’Allemagne révèle toutefois des comportements différents. En France, les producteurs sont davantage incités à interrompre leur production dès que le marché passe sous zéro. En Allemagne, les arrêts s’échelonnent sur une plage beaucoup plus large, jusqu’à –100 €/MWh.
Le stockage devient une réponse centrale
La conclusion de la CRE est claire : tant que les flexibilités resteront insuffisantes, les épisodes de prix négatifs demeureront fréquents. Le stockage apparaît comme l’une des principales réponses. Les batteries peuvent absorber l’électricité lorsque la production est abondante et la restituer lorsque les prix remontent.
Le mouvement est déjà engagé : la France comptait 2,1 GW de batteries stationnaires raccordées au réseau au 1er juillet 2026, soit 500 MW supplémentaires depuis le début de l’année. Le parc a été multiplié par vingt depuis 2020 et plus de 17 GW de projets étaient en file d’attente fin juin.
Au-delà du stockage, la CRE met en avant le déplacement des consommations, l’effacement et l’évolution des heures creuses. Le message est finalement moins celui d’un excès d’énergies renouvelables que celui d’un système électrique qui doit apprendre à consommer et stocker l’électricité lorsque celle-ci est abondante.
