La France compte déjà plus d’heures à prix négatifs en 2026 que sur toute l’année 2025

Au 8 octobre, le marché journalier français avait enregistré 568 heures à prix strictement négatifs depuis le début de l’année, contre 513 sur l’ensemble de 2025, selon une note de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Le régulateur n’y voit pas un dysfonctionnement du marché, mais le signe d’un besoin croissant de flexibilités de court terme, encore insuffisamment développées.

Le premier prix strictement négatif avait été enregistré en France en 2012, et le compteur avait atteint un premier pic de 102 heures en 2020. Depuis 2023, la progression est continue, avec 147 heures cette année-là, 361 en 2024 et 513 en 2025. Le phénomène reste limité en part du temps, 4,1% des pas de temps en 2024, 5,9% en 2025 et 6,9% sur les douze derniers mois. La hausse générale des prix de l’été 2026 ne l’a pas enrayé.

Les heures concernées se concentrent entre le printemps et le début de l’automne, le week-end et les jours fériés, et surtout entre 12 h et 16 h, quand la production solaire culmine en même temps en France et dans les pays voisins. Au premier semestre 2026, le prix journalier à 14 h était négatif 37% du temps. Les épisodes de fortes chaleurs font toutefois de plus en plus exception, la climatisation soutenant la consommation.

En avril et en mai, les prix ont atteint des niveaux jamais vus en Europe, -412 €/MWh en moyenne sur une heure le 26 avril à 14 h et -497 €/MWh le 1er mai à 13 h. Ces deux épisodes ont entraîné l’abaissement du prix plancher des enchères journalières, de -500 à -600 €/MWh, pour une livraison le 28 mai.

La France n’est pas un cas isolé. En 2025, elle a franchi le seuil des 500 heures négatives en même temps que la Belgique, l’Allemagne et les Pays-Bas. Cette année, à la date de la note, l’Espagne arrive en tête avec 812 heures, devant l’Allemagne (472) et les Pays-Bas (389).

Le parc renouvelable français s’arrête dès 0 €/MWh

La note relève la réactivité croissante des producteurs renouvelables français. Les contrats de complément de rémunération incitent à l’arrêt en cas de prix négatifs depuis 2015. Les contrats d’obligation d’achat des parcs éoliens et des centrales solaires de plus de 10 MWc ont été adaptés en 2025 et 2026 pour permettre leur arrêt, avec une mise en œuvre entre avril et juin 2026. Le projet de budget pour 2027 prévoit, dans sa version déposée, d’étendre l’obligation d’arrêt aux installations dès 100 kW.

Entre 12 h et 16 h, l’équivalent de 33% de la production renouvelable était vendu autour de 0 €/MWh en 2023, 36% en 2025 et déjà 44% au premier semestre 2026, avec une nette accélération en mai et en juin. En Allemagne, faute de pénalité comparable, les réductions et les arrêts de production s’échelonnent jusqu’à -100 €/MWh. Le parc français réagit donc plus vite aux premiers signaux de prix négatifs, mais une fois ce gisement mobilisé, les prix peuvent descendre très bas.

Pendant ces épisodes, la France reste exportatrice. Ses exportations vers l’Allemagne et la Belgique chutent toutefois en milieu de journée, une partie de son parc pilotable réduisant alors sa production.

Pour la CRE, la fréquence et la variabilité croissantes des prix négatifs renforcent l’intérêt économique du stockage. Le parc de batteries stationnaires raccordées en haute tension atteignait 2,1 GW au 1er juillet 2026, dont 500 MW raccordés depuis janvier, autant que sur toute l’année 2025. Il est vingt fois plus important qu’en 2020, et plus de 17 GW de projets attendaient en file d’attente fin juin. Le régulateur annonce un prochain rapport sur les freins au développement des flexibilités.

Consulter la note de la CRE sur les prix négatifs