Prix négatifs 10% du temps : les excédents solaires deviennent le point de vigilance de l’été

Dans son bilan de semestre publié le 16 juillet, RTE dresse un tableau sans tension : production française en hausse de 4,6%, mix décarboné à 95,2%, exportations records et canicule de fin juin absorbée sans difficulté. Le solaire y a produit 19 TWh, en progression de 2,8 TWh sur un an. Enedis, de son côté, établit que le solaire a fourni 37,5% de la production décentralisée française sur la même période. Le même document désigne pourtant un point de vigilance pour la fin de l’été : c’est la gestion des excédents de production solaire, déjà payée par 407 heures de prix négatifs et 2,5 TWh de production renouvelable effacés en six mois.

Le premier semestre a été bon pour le système électrique français, et il l’a été pour le solaire. La production nationale atteint 284,3 TWh, en hausse de 12,5 TWh sur un an, avec un taux de décarbonation de 95,2% que RTE présente comme un niveau inédit pour un premier semestre. Le nucléaire progresse de 7,9 TWh à 189,8 TWh, l’éolien de 3,2 TWh à 26,4 TWh et le photovoltaïque de 2,8 TWh à 19,0 TWh, quand la production fossile recule encore, à 9,3 TWh. Les émissions du secteur électrique tombent à 4,9 Mt CO₂ équivalent, le total le plus faible jamais observé sur une première moitié d’année. Le solde exportateur établit un record à 51,0 TWh pour un semestre, contre 37,8 TWh un an plus tôt, pour une valorisation nette de 3 milliards d’euros.

La canicule de fin juin n’a pas mis le système en difficulté

L’épisode caniculaire de la fin juin, le plus intense jamais mesuré en France, n’a produit aucune alerte. La consommation est restée sous 60 GW, très loin des pointes hivernales qui s’établissent historiquement autour de 90 GW. RTE avait prévenu dès le 22 juin que la sécurité d’approvisionnement n’appelait aucune vigilance particulière, en rappelant que chaque degré supplémentaire ajoute 0,7 à 1 GW de consommation selon l’heure, et que la climatisation pèse 10 à 14 GW par rapport à une période de températures de saison. Le parc nucléaire est resté disponible à hauteur d’environ 45 GW en moyenne, un niveau proche des records, malgré les limitations de production imposées à quelques réacteurs de bord de fleuve par la réglementation sur l’échauffement des cours d’eau. RTE qualifie ces indisponibilités de second ordre à l’échelle du parc.

Le solaire, lui, a fait ce qu’on attendait de lui. Le centre de réflexion Ember a mesuré une production photovoltaïque française en hausse de 17% pendant les journées de canicule par rapport aux autres jours de juin et juillet, ce qui en faisait la seule source d’électricité à produire davantage au moment où le pays consommait le plus. Une nuance mérite d’être posée, parce qu’elle est contre-intuitive : la chaleur dégrade le rendement des modules, et RTE l’écrit explicitement dans ses perspectives. Ce sont le ciel dégagé et la longueur des journées qui l’emportent sur cette perte, au point que le gestionnaire de réseau table sur un pic de production solaire de l’ordre de 20 GW en milieu de journée, canicule comprise.

Le prix se paie en heures négatives et en production effacée

C’est ailleurs que la facture apparaît. Le semestre compte 407 heures de prix négatifs, soit 10% du temps, contre 363 heures sur la même période de 2025 et 513 heures sur l’ensemble de l’année dernière. Deux records de profondeur ont été établis au printemps, à -478,8 €/MWh le 26 avril et -498,7 €/MWh le 1er mai. Ces épisodes se concentrent, selon RTE, dans les situations qui combinent faible consommation et forte production, c’est-à-dire précisément les milieux de journée ensoleillés du printemps et de l’été.

La conséquence directe se lit dans les volumes effacés. La modulation de production renouvelable a atteint 2,5 TWh au premier semestre, contre 1,9 TWh un an plus tôt, soit de l’ordre de 5% de la production éolienne et solaire du pays. Le mouvement n’est pas nouveau et nous en suivons la courbe : le volume de modulation des parcs solaires et éoliens avait déjà doublé en 2025. Ce qui change, c’est l’outillage réglementaire qui le rend possible. RTE dispose désormais de 7,4 GW de capacités éoliennes et solaires sous obligation d’achat mobilisables en cas de prix spot négatifs, et surtout d’un volume multiplié par quatre, à 22 GW, d’installations susceptibles de moduler leur production à sa demande. Un arrêté a par ailleurs divisé par dix le seuil d’arrêt de production en prix négatifs, ramené à 1 MW.

Le contraste avec le nucléaire est instructif. Le volume de modulation du parc nucléaire en période de prix bas a fortement diminué, à environ 10 TWh contre 15 à 20 TWh sur la même période de 2025. Autrement dit, la charge de l’ajustement se déplace vers les renouvelables au moment même où leur part augmente.

La pointe reste le soir, le stockage est la solution

Le mécanisme économique est déjà documenté. Dans son observatoire de juin, Storio Energy relevait un écart moyen quotidien de 139 €/MWh entre prix hauts et prix bas, avec un pic à 313 €/MWh le 24 juin en soirée, au moment où la production solaire décline alors que la climatisation fonctionne encore. La courbe de prix se creuse à midi et se redresse au coucher du soleil, et cet écart est exactement ce qu’une batterie monétise. Le rapport d’Ember concluait dans le même sens à l’échelle européenne, en désignant le stockage comme le moyen le plus clair de reporter l’électricité bon marché de la mi-journée vers le début de soirée.

RTE ne dit pas autre chose pour les semaines qui viennent. « Pour le reste de l’été, la gestion des excédents de production bas carbone, particulièrement lors des périodes de forte production solaire, restera l’un des principaux axes de vigilance », écrit le gestionnaire de réseau, qui prévoit des épisodes de prix négatifs fréquents jusqu’à la fin de la saison et un équilibrage reposant sur la modulation de la production bas carbone, la flexibilité de la demande et une forte sollicitation du réseau.

Pour la filière, la lecture est double. L’été 2026 confirme que le photovoltaïque produit au bon moment sur le plan saisonnier, ce qui prend à revers l’argument habituel sur l’intermittence, et il n’a créé aucun problème de sécurité d’approvisionnement. Mais il confirme aussi que la valeur de cette production se dégrade aux heures où elle est la plus abondante, et que la variable d’ajustement désignée est désormais la production renouvelable elle-même. Entre une électricité effacée et une électricité stockée, l’écart se chiffre en points de rentabilité pour chaque projet raccordé cette année. RTE signale enfin un effet de la canicule qui sort de l’équilibre offre-demande et concerne directement les exploitants : la chaleur peut endommager certains matériels de réseau ou provoquer des incendies à proximité des lignes, et occasionner des coupures localisées.

Consulter le bilan du 1er semestre 2026 édité par RTE (56 pages)