Une électricité à prix négatif presque tous les jours d’avril : pourquoi votre facture n’en a pas (encore) profité

En France (comme dans plusieurs pays voisins), le mois d’avril dernier a été placé sous le signe des prix négatifs. Ces tarifs en dessous de zéro traduisent un déséquilibre sur le marché de l’électricité : l’offre est trop abondante par rapport à la demande. À tel point que les producteurs sont contraints de payer pour écouler leur électricité.

Au cours du mois d’avril, la France a enchaîné les records en la matière : 149 heures de prix négatifs ont été enregistrées, avec un prix plancher atteignant -412,55 €/MWh selon un expert du secteur. Le prix moyen en territoire négatif a chuté à -27,77 €/MWh, également un niveau historique.

Pour replacer ces 149 heures dans leur contexte annuel : en 2024, la France avait déjà battu un record avec 352 heures de prix négatifs sur l’année selon Selectra, soit deux fois plus qu’en 2023. À mi-juillet 2025, le compteur dépassait déjà les 368 heures, et le bilan électrique 2025 publié par RTE en février 2026 fait état de 513 heures de prix négatifs sur l’année. La tendance est donc structurelle, pas conjoncturelle.

Un trop-plein d’énergie solaire ?

Sans grande surprise, l’essor du solaire constitue l’une des principales causes de ce déséquilibre. Rien que l’année dernière, la France a raccordé environ 5 GWc de solaire selon le SDES (5,9 GWc selon l’Agence internationale de l’énergie), soit l’équivalent en puissance crête de cinq à six réacteurs nucléaires de 900 MW. À nuancer toutefois : un panneau solaire ne produit pas en continu, et 5 GWc de photovoltaïque génèrent en pratique l’équivalent annuel d’un seul gros réacteur, pas six.

Avec l’arrivée du printemps, les journées s’allongent et l’ensoleillement augmente, ce qui entraîne une hausse de la production solaire. En parallèle, la demande en électricité reste encore faible à cette période, d’autant que les pics de production solaire ne coïncident pas avec les pics de consommation des Français (le matin et le soir). Or, le réseau ne dispose pas encore de capacités de stockage suffisantes pour absorber ces surplus.

À cela s’ajoute le fait que de nombreux producteurs d’énergies renouvelables sont soumis à des contrats d’obligation d’achat (OA), qui leur garantissent des prix fixes sur de longues périodes. Autrement dit, ils sont insensibles aux fluctuations du marché, et continuent de produire, quelle que soit la situation.

Des modulations limitées pour le parc nucléaire

Le nucléaire y est également pour quelque chose. Il faut savoir que la production des réacteurs peut être modulée pour contribuer à stabiliser le réseau. Cependant, les ajustements coûtent de plus en plus cher à EDF, puisque les volumes modulés ont fortement augmenté ces dernières années. En mars dernier, l’entreprise nationale et le gestionnaire du réseau RTE ont signé un nouvel accord fixant une nouvelle limite minimale de puissance pour le parc nucléaire. La marge de manœuvre s’en trouve considérablement réduite, au point de ne plus suffire pour amortir les épisodes de prix négatifs.

Des consommateurs encore peu concernés

Mais aussi récurrents soient-ils, ces épisodes de prix négatifs n’affectent pas directement les consommateurs finaux. Les rares foyers qui peuvent en bénéficier directement sont ceux qui sont abonnés à des offres à tarification dynamique, dont les prix sont indexés en temps réel sur ceux du marché. Et encore, pour en tirer parti, ils doivent décaler leurs usages énergivores en pleine journée, principalement entre 13 h et 15 h.

Si ce type d’offres est devenu la norme dans les pays nordiques (environ 90 % des ménages danois sont sous tarification dynamique, plus de 70 % des foyers suédois et norvégiens également), en France, seuls deux fournisseurs, Sobry et Frank, en proposent aujourd’hui. EDF semble toutefois vouloir leur emboîter le pas. L’entreprise publique envisage en effet de tester de nouvelles grilles tarifaires mieux alignées sur l’état réel du réseau électrique.