Électricité : pourquoi les prix de gros peuvent devenir négatifs sans faire baisser aussitôt la facture

Analyse

La fin de l'ARENH au 31 décembre 2025 déplace l'enjeu des fournisseurs vers la liquidité des marchés à terme, pas vers le prix spot horaire. - La coexistence d'heures très bon marché et de pics coûteux dans la même année rend la moyenne annuelle peu informative pour juger du risque du système électrique et du coût de couverture des fournisseurs. - Action : Attendre. Les chiffres cités proviennent d'un article secondaire résumant un rapport de la CRE qui n'a pas été consulté ici : ni le périmètre exact des heures comptabilisées, ni les seuils retenus ne sont vérifiables dans les passages fournis. (déclencheur : Mise à disposition du rapport annuel de surveillance des marchés de gros de la CRE et des bulletins trimestriels associés, permettant de vérifier le périmètre des 513 heures à prix négatifs et des 21 % d'heures au-dessus de 100 euros par mégawattheure)

Fait rapporté : Selon L'Énergeek, rapportant le rapport de surveillance des marchés de gros 2025 de la Commission de régulation de l'énergie, la France compte 513 heures à prix négatifs en 2025 contre 352 en 2024, et 21 % des heures ont dépassé 100 euros par mégawattheure en 2025 contre 16 % l'année précédente. Le document primaire de la CRE n'a pas été consulté directement.

(8 nov. 2026, 08:54+00:00) : « la Commission de régulation de l’énergie (CRE) recense 513 heures à prix négatifs en France, contre 352 en 2024 » (8 nov. 2026, 08:54+00:00)1

Le point de comparaison retenu est 2024 : 352 heures à prix négatifs et 16 % des heures au-delà de 100 euros par mégawattheure.

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Un prix négatif apparaît quand l'offre à très court terme dépasse la demande instantanée, et certains producteurs jugent plus avantageux de maintenir leur production que de l'interrompre. Côté facture, le prix de gros n'est qu'une composante parmi le coût d'approvisionnement, l'acheminement, les coûts commerciaux, la rémunération du fournisseur et la fiscalité ; une offre à prix fixe ne suit pas le spot et une offre indexée dépend de son indice contractuel.

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Les fournisseurs sont les acteurs directement concernés : la fin de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) au 31 décembre 2025 renforce pour eux l'importance des marchés de gros, la CRE soulignant l'enjeu de liquidité pour sécuriser des achats plusieurs années à l'avance. Pour les consommateurs particuliers, l'article indique qu'un prix négatif ne se traduit pas par un paiement pour consommer.

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L'effet des prix négatifs sur le coût réel est limité par la structure des approvisionnements : la CRE souligne que les prix journaliers ne représentent qu'une faible part des approvisionnements et que les prix à terme restent déterminants. Le comptage des heures négatives ne suffit donc pas à décrire le risque du système.

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La coexistence d'heures très bon marché et de pics coûteux dans la même année rend la moyenne annuelle peu informative pour juger du risque du système électrique et du coût de couverture des fournisseurs.

Selon L'Énergeek, rapportant le rapport de surveillance des marchés de gros 2025 de la Commission de régulation de l'énergie, la France compte 513 heures à prix négatifs en 2025 contre 352 en 2024, et 21 % des heures ont dépassé 100 euros par mégawattheure en 2025 contre 16 % l'année précédente. Le document primaire de la CRE n'a pas été consulté directement.

La fin de l'ARENH au 31 décembre 2025 déplace l'enjeu des fournisseurs vers la liquidité des marchés à terme, pas vers le prix spot horaire.

Mise à disposition du rapport annuel de surveillance des marchés de gros de la CRE et des bulletins trimestriels associés, permettant de vérifier le périmètre des 513 heures à prix négatifs et des 21 % d'heures au-dessus de 100 euros par mégawattheure

Périmètre exact des 513 heures à prix négatifs (marché concerné, seuils, méthode de comptage), le rapport primaire de la CRE n'étant pas fourni