BE 2025 - Prix

Après deux années de baisse consécutives, le prix spot moyen annuel de l’électricité en France est resté relativement stable en 2025 par rapport à celui de l’année précédente, atteignant 61 €/MWh contre 58 €/MWh en 2024. Ce niveau est supérieur à ceux observés avant 2020 (à titre d’exemple, le prix moyen était de 39,4 €/MWh en 2019) mais reste bien moins élevé que les prix atteints entre 2021 et 2023, au cœur de la crise énergétique (275,9 €/MWh en moyenne en 2022). Par ailleurs, les prix spot connaissent depuis quelques années une volatilité croissante, qui se reflète dans la déformation de la courbe horaire moyenne des prix. D’une part les pics de prix du matin et du soir sont désormais plus élevés – principalement sous l’effet du renchérissement des prix du gaz (utilisé par les moyens de production sollicités lors des pointes) par rapport à la période d’avant-crise sanitaire ; d’autre part le plateau du milieu de journée est devenu un creux – sous l’effet des niveaux de consommation plus faibles, combinés au développement de la production solaire en France et en Europe.

La relative stabilité des prix spot est le reflet de la stabilité à la fois de la consommation brute d’électricité et de la production décarbonée par rapport à l’année précédente. En conséquence, le système électrique reste dans la situation d’abondance de production décarbonée observée en 2024. Cette situation de « surcapacité » devrait durer quelques années (voir les analyses du Bilan prévisionnel 2025).

La production d’électricité française à partir de gaz a diminué d’environ 6 %, en particulier en ce qui concerne les turbines à combustion dont le coût de production est plus élevé que les cycles combinés à gaz (cf. chapitre Production). Le prix du gaz a augmenté d’environ 5 % en moyenne annuelle par rapport à l’année précédente pour atteindre 35,8 €/MWh contre 34,1 €/MWh en 2024. Ce prix a été le plus élevé lors des deux premiers mois de l’année (entre 40 €/MWh est 60 €/MWh en moyenne journalière entre janvier et avril) puis il a ensuite affiché une tendance baissière jusqu’à atteindre 25,2 €/MWh à son plus bas fin novembre, un niveau parmi les plus faibles de ces dernières années.  

Il est également très sensible au contexte géopolitique qui peut engendrer des pics ponctuels de prix. On en observe deux au cours de l’année 2025 : le premier fin février 2025 lors de l’arrêt du transit du gaz russe par l’Ukraine et le second en juin 2025 lors du conflit éclair entre Israël et l’Iran. Par ailleurs, la consommation totale française de gaz¹ est restée stable par rapport à l’année précédente et demeure environ 25 % plus faible des niveaux d’avant-crise sanitaire (l’objectif volontaire de réduction de consommation de gaz fixé par l’UE au moment de la crise énergétique était de 15 % en année glissante²). Les stocks français sont restés la majeure partie du temps dans l’enveloppe historique, à l’exception des mois de janvier et février où une vague de froid a accéléré leur utilisation. Le seuil réglementaire de stockage (90 %) a toutefois été atteint dès la fin août, dans la continuité de l’année précédente. 

Le coût des quotas CO₂, qui intervient dans les coûts variables de production des centrales thermiques fossiles, a augmenté passant de 66,4 €/t en moyenne en 2024³ à 74,4 €/t en 2025. 

Globalement, l’augmentation des prix du gaz et des quotas CO₂, a exercé une influence sur les prix spot quand ils ont été fixés par les unités de production à gaz, en particulier en début d’année ; leur influence sur les prix à terme est restée limitée.

Les prix des produits à terme annuels négociés en 2025 en France ont dans l’ensemble diminué par rapport au passé. Le prix pour livraison l’année suivante est passé de 77 €/MWh en 2024 à 61 €/MWh en 2025 en moyenne annuelle. Il a affiché une tendance baissière au fur et à mesure de l’année et a même franchi le plancher de 50 €/MWh en fin d’année, ce qui n’était plus arrivé depuis 2020. 

Une différence notable entre ces deux années concerne la relation entre les prix à terme du gaz et de l’électricité pour livraison l’année suivante. Entre 2019 et mi-2024, le prix à terme de l’électricité se situait dans l’enveloppe des coûts variables des centrales thermiques à gaz (dépendante des prix du gaz, des quotas de CO₂ et des rendements des centrales). Depuis la seconde moitié de 2024, les prix à terme annuels français se trouvent durablement en dessous de l’enveloppe des coûts variables des centrales thermiques. Ils sont par ailleurs passés en dessous des prix à terme espagnols à l’automne (en moyenne sur l’année, l’écart est d’environ 1 €/MWh en faveur de la France). C’est le signe que les acteurs s’attendent à ce que les prix dans les deux pays soient souvent fixés par la production décarbonée, abondante dans les deux mix de production. Notamment, les prix de ces deux pays sont inférieurs de plusieurs dizaines d’euros par rapport aux prix à terme allemands et belges. Ces derniers se rapprochent plus des coûts de production des centrales thermiques fossiles, tout en restant dans le bas de l’enveloppe.

Les marchés à terme permettent aux acteurs d’échanger de l’électricité négociée à différentes échéances avant le moment de livraison, jusqu’à plusieurs années à l’avance. Les produits échangés sont généralement de deux types : des produits base qui correspondent à un ruban de puissance sur les 24 heures, tous les jours, et des produits peak qui correspondent à un ruban de puissance pendant les jours ouvrés et uniquement sur le créneau 8h-20h (pendant lequel la consommation est historiquement généralement plus élevée que la nuit). Ces produits peuvent couvrir plusieurs horizons temporels. Par exemple, le produit base annuel est un ruban de puissance sur une année complète, le produit peak trimestriel couvre les créneaux 8h-20h pour les jours ouvrés du trimestre considéré. 

Les marchés à terme permettent aux vendeurs et aux acheteurs de maitriser une partie des risques financiers : dans une situation théorique où les acteurs n’échangeraient que sur le marché J-1, ils seraient totalement exposés aux variations du prix spot, alors que celui-ci est de plus en plus volatil (voir l’analyse sur les prix spot qui suit). En effectuant une transaction plusieurs mois ou années en avance de l’échéance de livraison, les acteurs (producteurs, consommateurs qui se fournissent directement sur les marchés, négociants, fournisseurs) peuvent sécuriser une partie de leur approvisionnement ou de leurs ventes à un prix négocié à l’avance. Évidemment, plus la transaction se fait en amont de la date de livraison et plus l’incertitude est élevée. Par exemple, les prix des produits trimestriels et annuels négociés sur les marchés à terme en 2022 et 2023 pour livraison en 2025 étaient sensiblement plus élevés que les prix résultants des enchères des marchés spot J-1 en 2025, parce qu’une partie de ces produits a été négociée pendant la crise énergétique de 2022-2023 et intégrait une prime de risque largement démesurée (voir le Bilan électrique 2022). L’arbitrage entre les différentes échéances de marché dépend de la stratégie de chaque acteur en fonction de son aversion au risque et résulte généralement en un bouquet de différentes échéances.

En 2025, les produits à terme échangés ont représenté 1530 TWh⁴ contre 1 266 TWh l’année précédente. Les produits mensuels, trimestriels et annuels avec livraison au cours des deux années suivantes constituent la grande majorité du volume échangé puisqu’ils comptent pour plus de 1 300 TWh en 2025. C’est d’ailleurs la hausse du volume de ces produits, en particulier les produits mensuels et annuels, qui explique la quasi-totalité de l’évolution des volumes entre l’année 2024 et 2025 : environ 240 TWh en plus par rapport à l’année précédente (le volume est resté stable pour les produits trimestriels). L’augmentation des volumes échangés sur les marchés à terme en 2025 est en partie liée à l’anticipation de la fin du dispositif de l’ARENH au 31 décembre 2025⁵, qui donnait la possibilité aux fournisseurs alternatifs (hors EDF) d’acheter à un prix régulé (42 €/MWh) jusqu’à 100 TWh d’électricité produite par les centrales nucléaires historiques d’EDF. C’est la seconde année pour laquelle la barre des 1 000 TWh a été franchie. En comparaison, le volume échangé sur le marché spot J-1 a été de l’ordre de 150 TWh en 2025, un niveau comparable à celui de l’année précédente, mais plus élevé qu’en 2023 (122 TWh). Du fait de l’importance des volumes associés dans l’approvisionnement des fournisseurs et des consommateurs, les produits à terme constituent un élément déterminant dans la construction tarifaire et donc dans la facture dont s’acquittent les consommateurs finals. Cela est vrai pour les grands consommateurs, qui peuvent s’approvisionner en électricité sur les marchés à terme à la hauteur de volumes importants, mais également pour les plus petits consommateurs, puisque ces prix rentrent dans la formule de calcul du niveau de la part « fourniture » du TRVE. Par extension, les prix à terme jouent un rôle important dans la fixation des prix pour l’ensemble des consommateurs résidentiels puisque les TRVE constituent une référence pour les différents acteurs de marché. 

Sous l’effet de la stabilité de la consommation et de la production décarbonée, le prix spot moyen annuel est resté relativement stable (+ 2 €/MWh) par rapport à son niveau de l’année précédente, pour atteindre 61,1 €/MWh en 2025. Cette stabilisation succède à deux années de baisses conséquentes portées par le redressement de la production nucléaire française et par la baisse des prix du gaz après le point culminant de la crise énergétique en 2022-2023. Le prix spot de l’électricité reste toujours supérieur aux niveaux de la période 2002 – 2020 (41,6 €/MWh en moyenne¹), mais il est inférieur à celui de 2008 (69,2 €/MWh), qui avait été affecté par les prix du pétrole particulièrement élevés au 1^er semestre.

L’année 2025 a été marquée par des variations importantes des prix spot selon les mois, avec des prix bien plus élevés en début d’année. Le prix moyen mensuel le plus élevé (122,7 €/MWh au mois de février) a été plus de 6 fois supérieur au prix mensuel le plus faible (19,4 €/MWh au mois de mai). À titre de comparaison, le prix mensuel le plus élevé était environ 2,2 fois plus élevé que le plus faible avant la crise sanitaire (en moyenne entre 2002 et 2020). Le ratio 2025 est le plus élevé devant celui de l’année 2022, en pleine crise énergétique (environ 5,6). 

Les prix spot mensuels les plus élevés ont été observés en janvier et février, mois pour lesquels le prix spot moyen mensuel a dépassé 100 €/MWh² (102,3 €/MWh en janvier et 122,7 €/MWh en février). Ce prix élevé pendant les deux premiers mois de l’année s’explique par des températures basses pour la saison qui ont entraîné une forte consommation électrique (+ 3,1 TWh au total par rapport à janvier et février 2024), des prix du gaz élevés en réaction à l’arrêt des flux de gaz russe qui transitaient par l’Ukraine (+ 22,4 €/MWh par rapport aux mêmes mois en 2024, soit presque 85 % d’augmentation) et d’une production éolienne limitée pour un mois de février (- 2,1 TWh en février 2025 par rapport à février 2024).

Le prix spot mensuel est passé sous le seuil de 20 €/MWh au cours du mois de mai 2025 (19,4 €/MWh), seuil qui n’avait pas été franchi depuis le mois de mai 2020 sous les effets de la crise sanitaire. Cette baisse de prix en mai 2025 a été portée par une forte production solaire (3,5 TWh soit +0,8 TWh par rapport à mai 2024) et éolienne (3,5 TWh soit + 0,9 TWh) dans un contexte de consommation proche de celle du même mois de l’année précédente (+1 TWh). Cela a entraîné notamment l’apparition de nombreux prix négatifs, avec un nombre d’occurrences mensuelles record (133 occurrences) suivi de près par le mois de juin (130 occurrences). 

En 2025, le prix spot français a atteint des niveaux parmi les plus compétitifs d’Europe, derrière les pays nordiques. Il est en quatrième position derrière ceux de la Norvège, de la Finlande et Suédois, dont le mix de production d’électricité est presque entièrement décarboné, et inférieur à celui de tous les pays limitrophes. 

Les prix en France se sont largement découplés par rapport à ceux des pays voisins. Notamment, les écarts de prix atteignent désormais entre 20 et 50 €/MWh pour l’Allemagne, la Belgique, la Grande-Bretagne, la Suisse et l’Italie du Nord. En particulier, le prix spot français a été inférieur au prix spot allemand pour la deuxième année consécutive alors qu’il fallait remonter avant cela à l’année 2011 pour observer une pareille situation. Le retournement du spread entre les deux pays s’explique structurellement par les évolutions du mix allemand qui a fermé sa dernière centrale nucléaire en 2023 mais également par le redressement de la disponibilité et de la production du parc nucléaire français et par deux années peu favorables pour la production éolienne en Allemagne. Le prix spot français est resté, pour la deuxième année consécutive, également inférieur au prix espagnol, avec un écart de 4 €/MWh en faveur du prix (contre 5 €/MWh en 2024). En regardant à la maille mensuelle, le signe du spread entre la France et l’Espagne, tout comme le solde des échanges, a varié tout au long de l’année au gré de l’évolution de la production décarbonée et de la consommation des deux côtés. 

Le fait que l’écart de prix soit inférieur pour l’Espagne s’explique par une forte part de la production décarbonée dans son mix et donc une plus faible dépendance aux prix des combustibles fossiles par rapport aux autres pays voisins de la France. Historiquement, les prix français étaient inférieurs aux prix espagnols mais le fort développement des énergies renouvelables en Espagne, combiné à la présence du nucléaire à hauteur d’environ 20 % du mix, a permis au mix espagnol de se rapprocher de la compétitivité du mix français (voir également les chapitres Europe et Échanges). 

Les prix spot de l’électricité ont augmenté plus fortement dans les autres pays voisins, plus influencés que les prix français par les prix des combustibles fossiles : de l’ordre de la dizaine d’euros pour Allemagne, Belgique, Grande-Bretagne et Italie et de presque trente euros concernant la Suisse. 

La compétitivité du mix français s’observe également sur les produits à terme annuels pour livraison l’année suivante. Seule l’Espagne affiche un niveau de prix similaire en moyenne, mais à partir du mois de septembre le prix à terme français est même passé en dessous du prix espagnol. Cette inversion entre les prix à terme des deux voisins marque une rupture avec la période allant de fin 2021 à mi-2024 pendant laquelle les prix espagnols sur les marchés à terme étaient plus compétitifs que les prix français.

La compétitivité du mix électrique français reflète l’abondance de production bas carbone à faible coût variable en France et offre un atout considérable pour décarboner l’économie et accueillir de nouveaux usages (voir le chapitre Électrification ainsi que le Bilan Prévisionnel 2025 publié par RTE à l’automne).

Depuis 2023, le profil horaire moyen du prix spot au cours de la journée connait une évolution assez marquée, déjà bien documentée par RTE dans plusieurs publications récentes. Historiquement, le profil journalier des prix présentait un creux au cœur de la nuit, puis un pic le matin suivi d’un plateau en milieu de journée et enfin un pic le soir. Deux principales évolutions se sont produites au cours des dernières années : d’une part les pics de prix du matin et du soir sont désormais plus élevés – principalement sous l’effet du renchérissement des prix du gaz par rapport à la période d’avant-crise sanitaire ; d’autre part le plateau du milieu de journée est devenu un creux – sous l’effet des niveaux de consommation plus faibles combinés au développement de la production solaire en France et en Europe. Ce creux est d’autant plus marqué le week-end, période pendant laquelle la consommation est structurellement plus faible. Ainsi, avec la déformation de la courbe des prix spot, spécifiquement au printemps et en été, le prix spot est souvent plus faible en journée (8h-20h) que par rapport à sa moyenne journalière. 

Avec la déformation de la courbe des prix spot, les produits « base » et « peak » sur les marchés à terme voient également leurs niveaux s’inverser par rapport aux tendances historiques. En effet, entre avril et septembre 2025, la moyenne des prix spot sur les pas de temps qui correspondent aux produits « base » a été supérieure à celle des produits « peak », qui ont été initialement pensés pour refléter les périodes de consommation élevée (et donc de prix plus élevés). Cette situation d’inversion avait déjà été observée entre mai et août 2024. 

Sur les marchés à terme, les prix des produits calendaires mensuels pour livraison en juillet et août 2025 ont aussi montré une telle inversion. 

Cette évolution du profil horaire met en évidence l’intérêt de développer la flexibilité du système électrique, que ce soit du point de vue de la production ou de la consommation. En particulier, le déplacement de la consommation lors des moments de forte production décarbonée apparaît comme une solution pertinente permettant d’optimiser globalement l’équilibre et le coût global du système électrique, de limiter la modulation de production renouvelable, de minimiser la sollicitation de moyens de production thermiques et pour le consommateur de réduire sa facture en optimisant le placement de sa consommation lors des heures creuses. Par ailleurs, des évolutions réglementaires ont eu lieu pour inciter les moyens de production renouvelables à contribuer davantage à la flexibilité du système (voir chapitre Production). 

La diffusion des batteries (dont environ 13 GW sont en file d’attente, voir chapitre Production) pourrait également constituer un levier important de flexibilité. Aujourd’hui, les batteries contribuent principalement à la fourniture de services système. À moyen terme, les perspectives de ces moyens de stockage, notamment en ce qui concerne la participation aux marchés de gros journaliers et infra-journaliers, dépendra des dynamiques d’évolution de la consommation et de la production.

Au cours des dernières années, la volatilité des prix spot horaires a sensiblement augmenté par rapport aux années avant les crises sanitaire et énergétique, à la fois selon le critère de l’écart-type (46,4 €/MWh en 2025 contre 40,1 €/MWh en 2024 et 14,0 €/MWh en 2019) ou de l’amplitude journalière moyenne (89,7 €/MWh en 2025 contre 76,4 €/MWh en 2024 et 27,2 €/MWh en 2019).

L’augmentation de la volatilité est évidente également en comparant les prix horaires aux enveloppes des prix historiques : en 2025, les prix spot horaires se sont situés au-dessus de l’enveloppe 2014-2019 plus de la moitié du temps, légèrement plus qu’en 2024 (52 % contre 48 % respectivement) et se sont situés en dessous environ 25 % du temps (contre 21 % en 2024). 

L’augmentation de la variabilité des prix spot s’explique notamment par la « coexistence » au sein d’une même journée de prix très élevés et de prix faibles voire négatifs. Plus généralement, la distribution des prix horaires a beaucoup évolué au cours des quatre dernières années. De 2010 à 2019, les prix spot étaient compris dans un intervalle assez resserré. En 2020, quelques prix plus faibles sont apparus au plus fort de la crise sanitaire, sans changer fondamentalement la forme de la distribution.  

Depuis 2021, les prix se sont situés dans des plages beaucoup plus étalées, d’abord du fait de la crise énergétique qui a entraîné un grand nombre de prix élevés fin 2021 et courant 2022, puis avec l’augmentation du nombre de prix très faibles ou négatifs à partir de 2023. En conséquence, les périodes de prix négatifs ou de prix « élevés » sont nettement plus nombreuses depuis 2021. Si les premières apparaissent principalement lors des périodes de production décarbonée très abondante par rapport aux niveaux de consommation (voir la partie suivante pour une analyse détaillée), les secondes reflètent l’augmentation des coûts de fonctionnement des centrales thermiques à gaz par rapport à la période 2010-2020.
 

Pendant l’année 2025, 1 807 heures ont dépassé la barre symbolique de 100 €/MWh, contre 1 382 en 2024. Ces heures à prix élevé se sont principalement produites au cours du premier trimestre 2025, pendant lequel la consommation était plus élevée. C’est pendant cette période-là que le recours aux centrales à gaz a été le plus important ; les prix du gaz étaient par ailleurs relativement élevés en début d’année, avant d’entamer une décrue au printemps. Au premier trimestre 2024, même si les centrales à gaz avaient été sollicitées dans des proportions similaires qu’au premier triestre 2025, leurs coûts de fonctionnement étaient relativement moins onéreux puisque les prix du gaz traversaient un creux à ce moment-là, ce qui fait que le nombre d’heures dont le prix dépassait la barre des 100 €/MWh¹ était moins élevé en 2024. Ces heures à prix élevé se produisent en général du lundi au vendredi entre 7h et 10h puis entre 18h et 22h, en opposition de phase par rapport aux heures à prix négatif. 

Le nombre d’heures à prix élevé est plus important dans les dernières années par rapport à la décennie 2010-2020 : ceci reflète l’augmentation des coûts de fonctionnement des centrales thermiques à gaz par rapport à cette période, et non pas une utilisation accrue de ces moyens de production. En effet, la production des centrales à gaz en 2025 est de l’ordre de 16 TWh (environ 3 % du mix) contre 28 TWh en moyenne sur la période 2010-2020 (ce qui représente en moyenne 5,7 % du mix). En revanche, à titre de comparaison, les coûts variables des centrales à gaz étaient compris dans une gamme allant de 15 €/MWh à 100 €/MWh, selon les mois, entre 2011 et 2020. En 2025, ces coûts variables étaient situés dans une fourchette allant de 80 €/MWh à 230 €/MWh. Les centrales thermiques à gaz en France ont été à peu près autant sollicitées en mars (2,2 TWh) et en novembre 2025 (2,1 TWh) mais le prix du gaz était sensiblement plus élevé en mars (40,7 €/MWh) qu’en novembre (29,5 €/MWh), ce qui explique l’écart important du nombre d’heures dont le prix dépassait les 100 €/MWh au cours de ces deux mois (236 en mars contre 63 en novembre). En revanche, la proportion du temps pour laquelle le prix spot horaire dépasse le minimum de l’enveloppe des coûts variables des unités de production thermiques à gaz en France, ce qui peut être une indication de la part de temps où ces moyens de production ont fixé le prix, est similaire pour ces deux mois (environ 30 % du temps). Par ailleurs, d’autres moyens de production peuvent utiliser le prix du gaz comme référence pour la fixation de leurs offres, notamment en ce qui concerne les moyens de production disposant d’un stock, comme l’hydraulique de lac ou les batteries. 

Le prix spot horaire a été négatif pendant 513 heures¹ en 2025, un nombre d’occurrences plus élevé que l’année précédente (352 en 2024) et qui représente environ 6 % du temps sur l’année. La principale évolution concernant les prix négatifs est qu’ils sont apparus plus fréquemment en semaine (du lundi au vendredi) qu’au cours des années précédentes : 51 % des heures à prix négatifs ont été observées du lundi au vendredi en 2025 contre 32 % en 2024 et 27 % en 2023. Dans la continuité des années précédentes en revanche, les prix négatifs se sont principalement produits en milieu de journée entre avril et août, c’est-à-dire pendant les moments où la consommation est la moins élevée et la production solaire est la plus abondante. Près de la moitié des occurrences se sont produites pendant les mois de mai (133 heures) et juin (130 heures).  Le mois de juillet 2025 fait figure d’exception du point de vue du nombre de prix négatif puisque peu d’occurrences ont été dénombrées en France (seulement 7 occurrences) et dans les pays voisins, sous l’effet d’une augmentation de la consommation résiduelle en France, en Allemagne et en Belgique. 

Si le nombre d’heures à prix négatifs a nettement augmenté entre 2024 et 2025, les prix sont devenus plus faiblement négatifs en moyenne. Le niveau moyen des prix négatifs est de -6,5 €/MWh en 2025 contre -10 €/MWh en 2024 et -6,8 €/MWh en 2023. Ces prix faibles en valeur absolue font que l’électricité échangée sur le marché spot lors des périodes de prix négatif représente moins de 1 % de la valeur totale échangée, alors que ces périodes comptent pour environ 6 % du temps. 

Les prix compris entre 0 € et - 0,1 €/MWh représentent plus de la moitié des occurrences d’heures à prix négatif (55 % en 2025 contre 36 % en 2024 et 54 % en 2023). Dit autrement, si le prix spot avait été supérieur de 0,1 €/MWh sur l’ensemble des heures de l’année, le nombre de prix négatif aurait été divisé par plus de deux. Également, les prix très négatifs ont été nettement moins fréquents qu’en 2024 puisque les prix inférieurs à 10 €/MWh ont représenté 14 % des occurrences en 2025 contre 31 % l’année précédente. 

Les prix négatifs se produisent aujourd’hui dans des situations de faible consommation concomitante avec une production décarbonée abondante. Lors de ces périodes, les énergies renouvelables qui bénéficient du mécanisme de complément de rémunération sont économiquement incitées à s’arrêter. 
 

Ces arrêts se produisent simultanément au début de la période à prix négatifs, avec pour conséquence une baisse rapide de la production, dont l’ampleur précise est difficile à anticiper. Lors de certains épisodes durant lesquels la production est largement excédentaire par rapport à la consommation, RTE fait face à des situations d’exploitation très particulières. Cette problématique suscite d’autant plus de vigilance pour l’exploitation du système que l’information sur la programmation des arrêts et redémarrages n’est souvent pas transmise à RTE. Répondre à ce défi nécessite de renforcer le dispositif de programmation (fiabilisation et mise à jour fréquente des programmes) pour anticiper ce type d’arrêts et d’encadrer les variations de production pour assurer une cohérence entre le comportement des acteurs et les besoins physiques du système.

Les leviers permettant d’assurer l’exploitation du système électrique pendant ces périodes de creux sont identifiés et regroupés au sein du Schéma de transformation de l’exploitation du système électrique mis en œuvre par RTE. Ils font déjà l’objet d’un programme de concertation détaillé que RTE a présenté aux acteurs. De nouvelles dispositions législatives et réglementaires ont été mises en place récemment et permettent d’accroître progressivement la participation des énergies renouvelables à la modulation à la baisse et au mécanisme d’ajustement. Il est désormais nécessaire de faire aboutir la déclinaison opérationnelle de ces nouvelles dispositions au plus vite et, de manière plus générale, de poursuivre l’évolution des règles de programmation et d’exploitation afin de garantir l’équilibre du système électrique au cours des prochaines années. 

Dans les pays voisins de la France, le nombre de prix négatifs a été du même ordre de grandeur que celui de la France. L’Allemagne a compté 576 heures à prix négatif (457 en 2024), la Belgique 519 heures (404 en 2024). En Espagne, qui avait vu ses premiers prix négatifs apparaître en 2024, le nombre d’heures à prix négatif a plus que doublé en passant de 247 à 556 occurrences. La Suisse et la Grande-Bretagne ont observé respectivement 303 et 149 heures à prix moyen négatif.

Ces épisodes de prix négatifs surviennent généralement en même temps qu’en France. À titre d’illustration, les situations où le prix français est négatif alors que ceux de tous ses voisins sont positifs ou nuls ne comptent que pour 30 des 513 occurrences de prix négatif en France de l’année 2025. 

En général, les fondamentaux technico-économiques qui conduisent à des prix négatifs en France interviennent également dans les pays voisins. Par ailleurs, le couplage des marchés européens fait que les prix ont tendance à converger entre pays voisins si les capacités d’échange le permettent. Pendant ces épisodes, tout comme lorsque les prix sont positifs, l’électricité est exportée du pays où le prix est le plus bas vers celui où il est plus haut. Cela a pour conséquence de faire baisser le prix d’équilibre dans le pays importateur.

Quand le prix français est négatif, la France est exportatrice nette d’électricité pendant 90 % du temps (460 des 513 heures). Cependant, elle est souvent importatrice sur au moins une de ses frontières (pendant 419  des 460  heures) ce qui signifie que dans ces situations, comme le reste de l’année, elle joue son rôle de « carrefour de l’électricité » dû à sa position géographique (voir chapitre Échanges) en important de l’électricité depuis l’une de ses frontières et en la réexportant vers une autre. Cette situation, combinée à la complexité de déterminer le moyen de production marginal (en France ou à l’étranger) qui fixe le prix, font qu’il est difficile d’identifier de manière univoque l’origine d’un prix négatif dès qu’il y a des échanges aux frontières.

Il convient de souligner que, comme c’était le cas en juillet 2025, une faible hausse de la consommation résiduelle peut permettre de réduire significativement le nombre d’occurrences de prix négatif observés. Encore une fois, la France dispose d’une quantité élevée d’énergie produite par des filières bas-carbone et compétitives, qui constitue un atout en vue de l’électrification des usages aujourd’hui alimentés par des énergies fossiles.