Prix négatifs de l’électricité
Prix de gros inférieurs à zéro : les producteurs paient pour livrer leur électricité, parce que l’offre non flexible dépasse la demande.
Les prix négatifs de l’électricité apparaissent quand le marché s’équilibre sous zéro : les producteurs paient pour continuer à produire, et les consommateurs flexibles sont payés pour consommer. Ils surviennent quand l’offre non flexible ou subventionnée dépasse la demande augmentée des capacités d’export et de stockage.
Causes :
- Les aides à la production (certains tarifs de rachat, crédits d’impôt à la production, anciennes primes) qui rémunèrent la production même à prix négatif.
- Les centrales qui doivent tourner : nucléaire et charbon aux coûts de redémarrage élevés ou au minimum technique contraignant, cogénération liée à une demande de chaleur.
- Une forte production solaire et éolienne pendant une faible demande, typiquement les week-ends ensoleillés de printemps ou les nuits venteuses de jours fériés.
Leur fréquence a fortement augmenté. L’Allemagne a compté environ 301 heures à prix négatif en 2023 et 457 en 2024 ; l’Espagne, les Pays-Bas, la France et la Finlande en ont aussi connu plusieurs centaines en 2024–2025. Aux États-Unis, SPP, ERCOT West et CAISO affichent souvent des prix nodaux négatifs, en partie parce que le crédit d’impôt à la production (environ 27,5 USD/MWh) permet à l’éolien d’enchérir sous zéro. Les prix day-ahead européens sont planchers à −500 EUR/MWh.
Les réponses : règles qui suspendent l’aide pendant les prix négatifs (EEG allemande pour les nouvelles installations, règles européennes sur les CfD), davantage de stockage et d’électrolyseurs, demande flexible, interconnexions et écrêtement économique. Les prix négatifs signalent la valeur de la flexibilité et réduisent la valeur captée par le solaire, ce qui pèse sur le prix des PPA.
Termes associés
Tous les termes →- Écrêtement (curtailment)
Réduction volontaire de la production d’une centrale, le plus souvent éolienne ou solaire, en dessous de ce qu’elle pourrait produire, en raison de contraintes de réseau, de marché ou de système.
- Préséance économique (merit order)
Classement des centrales par coût marginal croissant, qui sert à appeler d’abord les moins chères et à fixer le prix d’équilibre du marché.
- Marché day-ahead (marché J-1)
Enchère de gros d’électricité organisée la veille de la livraison, qui fixe les prix et les programmes horaires ou au quart d’heure du lendemain.
- Courbe du canard (duck curve)
Profil journalier de la charge nette dans les réseaux très solaires : un creux profond à midi quand le photovoltaïque produit le plus, puis une rampe raide en soirée.
- Tarif de rachat (feed-in tariff)
Mécanisme qui garantit aux producteurs d’électricité renouvelable un prix fixe par kWh injecté, en général pendant 15 à 20 ans, indépendamment des prix de marché.
- Énergies renouvelables variables (EnRV, VRE)
Production renouvelable dont la puissance varie avec la météo et l’heure de la journée, principalement l’éolien et le photovoltaïque, et qui n’est pas entièrement pilotable.