Deux fois plus de prix négatifs de l’électricité en France en 2024

Les épisodes de prix négatifs sur les marchés spot de l’électricité ne sont pas nouveaux. Ils apparaissent le plus souvent quand les systèmes électriques connaissent deux événements : un faible niveau de consommation couplé à une forte production renouvelable. Avec le développement croissant des énergies renouvelables, et une consommation d’électricité stable ou en faible croissante, ce phénomène prend de l’ampleur dans de nombreux pays européens.

Selon RTE, la Finlande a ainsi connu 722 heures de prix spots négatifs en 2024, devant les Pays-Bas (458 h), l’Allemagne (457 h) ou encore la Belgique (404 h).

La France a elle connu 359 heures de prix spots négatifs en 2024 (soit 4,1% du temps), contre seulement 147 heures en 2023 (1,7% du temps). Alors même que jusqu’en 2022, le record du nombre d’heures de prix négatif était de seulement 102 heures. Attention toutefois, les prix négatifs sont le plus souvent faibles, voire très faibles. Dans près de la moitié des cas (61% en 2023 et 43% en 2024), le prix a été compris entre -0,01 €/MWh et -1€/MWh.

Ces prix négatifs sont plus répétés lors du 1^er semestre (235 heures en 2024) que les sur les six derniers mois de l’année (124 heures en 2024). Plus précisément, ils apparaissent le plus souvent sur deux périodes : au milieu de la nuit entre 2h et 7h ; lorsque la consommation d’électricité est au plus bas (avant la remontée de la consommation d’électricité en début de matinée) et désormais de manière croissante l’après-midi entre 11h et 16h lorsque la production solaire est la plus abondante.

Face à cette situation, les pouvoirs publics envisagent de prendre deux types de mesures pour ajuster à la fois la production et la consommation d’électricité.

Du côté de la demande, il s’agit de décaler les périodes d’heures creuses (où le tarif réglementé de vente d’électricité est moins élevé) pour les mettre en adéquation avec les besoins du système électrique, en particulier pour mieux « coller » à la production photovoltaïque croissante. Les heures creuses pourraient par exemple être positionnées en début d’après-midi l’été pour inciter à décaler les consommations d’électricité sur les périodes de plus forte production solaire. Les premières évolutions sont attendues à partir du mois de novembre 2025.

Du côté de l’offre, les réflexions portent sur une participation plus active des énergies renouvelables à l’équilibre du système électrique. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) envisage par exemple d’amender certains contrats d’obligation d’achat signés pour inciter les actifs de production à interrompre leur production lors des heures à prix négatifs (il pourrait par exemple s’agir des deux premiers appels d’offres attribués à des parcs éoliens offshore). Dans ce cas, les producteurs seraient indemnisés lors de ces périodes.

En attendant une éventuelle électrification plus poussée de certains usages (mobilité, industrie, production d’hydrogène, etc.), le développement croissant des énergies renouvelables devrait entraîner une augmentation des épisodes de prix négatifs. Outre l’adaptation évoquée de certains mécanismes de soutien aux énergies renouvelables, un développement plus poussé des flexibilités de consommation et du stockage apparaît comme une nécessité.