Prix négatifs de l’électricité : le record qui ne fera pas baisser votre facture

Le paradoxe est devenu structurel. Au 13 juillet 2025 ^[1], la France comptabilisait déjà 368 heures de prix négatifs ^[2] sur le marché de gros de l’électricité, dépassant les 352 heures ^[3] cumulées sur l’ensemble de 2024. Le cabinet Seletra ^[4] situe l’essentiel de ces épisodes durant les après-midi de printemps ^[5], quand le solaire sature un réseau dont la consommation reste atone. Le Collectif énergie ^[6] anticipe jusqu’à 700 heures ^[7] sur l’année. L’électricité française vaudra moins que zéro pendant l’équivalent de près d’un mois entier.

Le mécanisme est mécanique. Lorsque la production dépasse la consommation et que le surplus ne trouve preneur ni en France ni à l’étranger, le prix spot du mégawattheure devient négatif ^[8]. Ce sont alors les producteurs, et non les consommateurs, qui payent pour injecter leur électricité ^[9]. La cause: 24,8 TWh ^[10] de production photovoltaïque en 2024 contre 5,9 TWh ^[11] dix ans plus tôt, soit une multiplication par plus de quatre de la capacité solaire en une décennie. On se souvient que l’Allemagne a connu ses premiers épisodes massifs de prix négatifs avec l’essor de l’éolien offshore, ce qui avait conduit Berlin à réformer son système de complément de rémunération. La trajectoire française apparaît comparable, selon plusieurs sources, avec près d’une décennie de retard.

Le ménage médian ne verra rien passer

L’aubaine s’arrête au marché de gros. Le marché spot ne représente que 25 % ^[13] des volumes échangés. La Commission de régulation de l’énergie a constaté que les prix spot moyens sont restés à 67 €/MWh ^[14] au premier semestre 2025, malgré la multiplication des heures négatives. La France, rappelle l’autorité, privilégie la stabilité tarifaire pour protéger les consommateurs des factures imprévisibles ^[15]. Traduction: les tarifs réglementés de vente, qui couvrent 19,75 millions d’abonnés ^[16], soit 56 % des clients résidentiels ^[17], ne suivent pas les soubresauts horaires du marché.

Le calcul est simple. Un foyer au tarif réglementé avec un compteur 9 kVA et 8 500 kWh ^[18] de consommation annuelle payait 2 252 euros ^[19] en février 2024, contre 1 864 euros ^[20] en février 2025. La baisse a déjà eu lieu. Pour 2026, Bercy anticipe une « stabilité » ^[21] des factures pour la majorité des ménages.

2026: la fin de l’Arenh et la facture qui remonte

Le 31 décembre 2025 ^[22], l’Accès régulé à l’énergie nucléaire historique s’éteint. Depuis 2011 ^[23], la loi n° 2010-1488 ^[24] obligeait EDF ^[25] à céder environ un quart ^[26] de sa production nucléaire à 42 euros le MWh ^[27], puis 46,20 euros ^[28] depuis 2022. Le mécanisme couvrait 50 % du prix payé par les fournisseurs ^[29]. À partir du 1er janvier 2026, EDF vendra librement ^[30] sa production aux prix du marché ^[31]. On se souvient que la fin du tarif réglementé de vente du gaz, en juillet 2023, avait été présentée comme indolore avant de se traduire par une exposition accrue des ménages aux variations du marché: la séquence qui s’ouvre pour l’électricité présente des analogies frappantes.

Le VNU, un garde-fou conçu pour ne pas se déclencher

Le successeur s’appelle Versement nucléaire universel ^[32]. Si le MWh reste sous 78 euros, EDF garde tous les bénéfices ^[33]. Entre 78 et 110 euros, l’État récupère 50 % de l’excédent ^[34]. Au-dessus de 110 euros, 90 % ^[35]. Or la CRE ^[36] estime le prix moyen 2026 à 66,08 euros ^[37] le MWh. Le seuil de redistribution ne sera donc pas atteint.

L’examen attentif du dispositif révèle trois fragilités structurelles. D’abord, le seuil de 78 euros est fixe: aucun mécanisme d’indexation automatique n’est prévu pour suivre la baisse éventuelle des prix de marché, alors même que la CRE chiffre le coût complet de production du nucléaire historique à 60 €/MWh ^[38] sur la période 2026-2028 ^[39]. Ensuite, le VNU ne comporte aucune symétrie protectrice pour les consommateurs en cas de prix bas prolongés: il prélève sur les hausses, mais ne redistribue rien quand le marché reste durablement sous le seuil. Enfin, comme l’a anticipé la mission d’information de la commission des affaires économiques de l’Assemblée nationale ^[40], cette réforme « a pour conséquence d’exposer davantage les consommateurs au marché » ^[41]. Avec une CRE qui anticipe 66,08 €/MWh en 2026 ^[37], soit près de douze euros sous le seuil de déclenchement, le mécanisme est de fait inopérant à court terme.

L’UFC-Que Choisir ^[42] prévoit de « fortes hausses » ^[43] sur les factures. Selon l’association, un ménage à l’abonnement 6 kVA ^[44] au tarif réglementé verrait sa facture grimper de 17 % ^[45].

Les CEE, l’autre coup de canif

Publié le 4 novembre ^[46] au Journal officiel, un décret augmente de 27 % ^[47] le volume des obligations d’économies d’énergie pesant sur les fournisseurs à compter du 1er janvier 2026 ^[48]. Coût répercuté: une cinquantaine d’euros ^[49] supplémentaires sur les factures annuelles de gaz et d’électricité, et 4 à 6 centimes par litre ^[50] de carburant. Jacques Percebois, professeur émérite à l’université de Montpellier, spécialiste de l’économie de l’énergie ^[51], chiffre le surcoût des CEE entre 25 et 50 euros par an ^[52] pour un ménage chauffé à l’électricité, et entre 70 et 130 euros ^[53] pour un foyer chauffé au gaz.

L’UFC-Que Choisir ^[54] avait dénoncé en octobre ^[55] les dérives du dispositif, créé en 2005 ^[56]. La Commission de régulation de l’énergie a établi 13 bonnes pratiques ^[57] que 20 des 28 fournisseurs nationaux ^[58] se sont engagés à suivre. La contribution moyenne des ménages aux CEE oscille déjà entre 124 et 244 euros par an ^[59].

L’angle mort: un système qui paie pour ne pas produire

Le bilan électrique 2025 publié par RTE le 25 février 2026 ^[60] documente un mécanisme inédit. Le volume de modulation des parcs solaires et éoliens lors d’épisodes de prix spot négatifs a doublé en 2025 ^[61], atteignant 3 TWh ^[62], dont 1,3 TWh d’éolien terrestre ^[63] et 1,6 TWh de solaire ^[64]. Les capacités participant au mécanisme d’ajustement ont été multipliées par près de dix ^[65] en douze mois, à 5,6 GW ^[65] fin 2025.

L’arrêté du 8 septembre 2025 ^[66], pris en application de l’article 175 de la loi de finances 2025 ^[67], a instauré un seuil de déclenchement à -0,10 €/MWh ^[68] pour la prime versée aux producteurs renouvelables qui s’arrêtent volontairement ^[69]. La Commission de régulation de l’énergie ^[70] estimait à 80 millions d’euros ^[12] les pertes des producteurs au seul premier semestre 2024 - un autre chiffrage, publié par Neozone, évalue à 15 millions d’euros ^[71] la somme économisable en coupant les installations sur la même période, l’écart tenant à la différence entre pertes brutes des producteurs et économie nette pour le système. La France indemnise donc désormais les producteurs renouvelables qui cessent de produire en période de prix négatifs ^[72]. Notre lecture: c’est l’État qui paie pour que les éoliennes s’arrêtent, et c’est le consommateur qui paiera, via la facture, pour un mécanisme dont il ne tirera aucun bénéfice tarifaire.

Un marché européen exposé

La France ne fait pas exception. Depuis l’entrée en vigueur du couplage des marchés européens, le prix de l’électricité d’une zone est déterminé conjointement avec celui de ses voisines via le couplage journalier (SDAC) et intrajournalier (SIDC) ^[73], qui optimisent les échanges transfrontaliers en fonction des capacités d’interconnexion. Concrètement, lorsque l’Allemagne du Nord croule sous l’éolien offshore un dimanche d’avril, le prix négatif allemand se propage mécaniquement vers la France, la Belgique et les Pays-Bas, tant que les interconnexions ne sont pas saturées. Cette architecture, voulue pour optimiser l’allocation européenne de l’électricité, transforme aussi chaque épisode local de surproduction en signal continental.

La Suède (zone SE2) a connu 506 heures à prix négatif ^[74] sur le seul premier semestre 2025, contre 363 ^[75] en France sur la même période - il convient ici de préciser que les 363 heures recensées par Montel Analytics couvrent janvier-juin 2025, tandis que les 368 heures citées en ouverture intègrent les treize premiers jours de juillet, ce qui rend les deux séries cohérentes. Jean-Paul Harreman, directeur de Montel Analytics ^[76], anticipe des prix négatifs « à des niveaux record » au troisième trimestre 2025 ^[77]. Joel Lassalle, d’ACIEB Energie ^[78], en tire la conclusion: « la volatilité des prix va devenir une caractéristique du marché européen de l’électricité » ^[79]. Le phénomène est désormais endémique, alimenté par la croissance asymétrique des capacités renouvelables d’un État membre à l’autre et par l’absence de stockage à grande échelle suffisant pour absorber les surplus.

Ce que les sources ne disent pas

Aucune des sources consultées ne chiffre précisément ce que coûtera, en 2026, l’addition des trois chocs: fin de l’Arenh, hausse des CEE, et extension du complément de rémunération aux nouvelles capacités renouvelables ^[80]. La CRE ^[39] estime le coût complet du nucléaire historique à 60 €/MWh ^[38] sur 2026-2028, contre les 70 euros ^[81] anticipés à la vente par EDF. L’écart entre ces deux niveaux constitue la marge politique qui détermine si la facture explose ou se stabilise. Personne ne l’a encore arbitré publiquement. Il faut noter qu’un autre chiffrage, issu d’une tribune publiée par transitionsenergies.com, évalue à près de 86 €/MWh ^[82] le coût moyen des subventions aux renouvelables en France en 2025: ce chiffre porte sur le coût unitaire des subventions (6,9 milliards d’euros pour 81 TWh), tandis que le 67 €/MWh cité plus haut ^[14] correspond au prix spot moyen observé sur le marché de gros au premier semestre 2025 - deux périmètres différents qui ne se substituent pas l’un à l’autre.

Autre angle mort: aucune des sources consultées ne chiffre l’impact de cette volatilité sur les contrats des consommateurs industriels et du tertiaire, pourtant directement exposés au marché spot selon Joel Lassalle ^[79] - c’est-à-dire précisément le segment de la demande qui ne bénéficie d’aucun bouclier tarifaire et dont les contrats arrivent massivement à renégociation au 1er janvier 2026. Les PME, en particulier, ne disposent ni de la capacité de couverture financière des grands groupes, ni de la protection des tarifs réglementés. Leur exposition reste documentée à grands traits: entre 2021 et 2024, le prix moyen payé par les professionnels a déjà bondi de 67 à 74 % ^{[83] [84]}, sans qu’aucun bilan d’étape n’ait été publié pour 2026.

Voix dissonantes: douze euros face à cent trente

Le gouvernement avance un palliatif: la baisse de 5 % de la Contribution Tarifaire d’Acheminement ^[85] au 1er février 2026 ^[86]. Selon Roland Lescure, ministre de l’Industrie ^[87], elle représentera « 10 à 12 euros » ^[88] d’économie annuelle pour un ménage. Ce que cela signifie concrètement: douze euros face à des hausses chiffrées entre 70 et 130 euros par an pour les seuls CEE pour un foyer chauffé au gaz ^[53].

Le bilan est sans appel. La France produit une électricité largement bas-carbone (95,2 % en 2025 selon RTE ^[89], avec une intensité de 19,6 g CO2eq/kWh ^[90]) et exporte un volume record. Et fait payer ses ménages plus cher à l’horizon 2026 qu’en 2025 ^[91]. Les chiffres ne mentent pas. Le système, lui, ne redistribue plus.

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