En 2025, la France a produit 2,9 TWh d’électricité solaire et éolienne qu’elle n’a pas pu utiliser. Des excédents de production ont provoqué des épisodes de prix négatifs pendant 513 heures dans l’année, et RTE a ordonné des ajustements de production. La loi du 30 avril 2025 impose, à partir du 1er janvier 2026 et au-dessus d’un seuil, la mise à disposition de puissance techniquement disponible pour RTE sur le mécanisme d’ajustement. Les producteurs relevant du seuil de 10 MW fixé par les règles de marché approuvées par la CRE doivent participer selon ces règles.

L’essentiel

  • La France a enregistré environ 2,9 TWh de modulation en 2025; cette hausse découle principalement des évolutions légales et réglementaires de 2025 (Pexapark, RTE).
  • Les heures à prix négatifs ont bondi de 147 en 2023 à 513 en 2025. La croissance du photovoltaïque contribue à cette hausse, conjointement à d’autres déterminants du système électrique (Montel News).
  • Les évolutions législatives de 2025 ont instauré une obligation générale de participation au mécanisme d’ajustement pour les installations de production de plus de 10 MW à compter du 1er janvier 2026. Les modalités d’application pertinentes relèvent des règles de marché proposées par RTE et approuvées par la CRE, tandis que RTE conserve la responsabilité de l’équilibre du système.
  • Le pari institutionnel est risqué : une absorption insuffisante des pics peut dégrader les revenus et accroître les besoins de soutien de certains producteurs, notamment photovoltaïques, et l’accélération du déploiement freinée.
  • La question pour 2030-2035 est de savoir si ce design de marché peut maintenir l’équilibre d’un système dont l’offre devient de plus en plus inélastique.

La capacité installée a pris de l’avance sur le système

La transition énergétique française dépend de l’utilisation efficace des capacités renouvelables déjà construites, et non de l’installation de nouvelles capacités.

Pendant des années, le défi français de la transition énergétique a été d’installer suffisamment de capacités renouvelables. Ce problème est en voie d’être résolu, au moins en partie. La puissance photovoltaïque installée a doublé en trois ans, passant de 16 GW en 2022 à 30 GW en 2025. L’éolien a suivi une trajectoire similaire. Résultat : Lors de certains épisodes, l’offre totale excède les besoins anticipés de consommation et d’échanges, y compris alors que la France exporte.

En 2025, le réseau a enregistré 513 heures de prix négatifs, contre 147 en 2023, soit une multiplication par trois en deux ans. Durant ces heures, les producteurs payaient pour que leur électricité soit acceptée. Cette évolution traduit un basculement physique : le système électrique est passé d’un régime de rareté à un régime d’abondance ponctuelle, sans que les outils de gestion aient suivi.

Les quelque 2,9 TWh de modulation résultent principalement de la consommation faible aux heures de forte production solaire et de l’augmentation de la production bas-carbone, les évolutions réglementaires pouvant affecter les modalités de réponse des producteurs. L’écrêtement ou la modulation consiste à réduire, voire arrêter, une production ; il peut être décidé pour l’équilibre du système, des contraintes de réseau ou en réponse à un signal de prix négatif. C’est l’équivalent électrique de jeter une récolte faute de camions frigorifiques. L’électricité potentielle n’est pas produite, la capacité installée est payée mais inutilisée, et l’écrêtement réduit la production renouvelable potentielle, mais son effet sur les émissions dépend du moyen marginal remplacé, des exportations et de la modulation des autres moyens. À l’échelle de 2,9 TWh, cela représente la consommation annuelle d’environ 900 000 foyers français.

Les prix négatifs révèlent une incompatibilité de structure

Comprendre pourquoi les prix deviennent négatifs demande de repartir de la mécanique de base. Dans un marché électrique, le prix reflète à chaque instant l’équilibre entre offre et demande. Quand les renouvelables produisent massivement, soleil de mi-journée en mai, vent soutenu en nuit d’octobre -, l’offre dépasse la demande. Le prix tombe. Si l’excédent persiste, le prix passe en négatif : les producteurs à coût variable élevé (centrales à gaz notamment) ont intérêt à s’arrêter plutôt qu’à produire, et les consommateurs flexibles (stations de pompage, électrolyseurs d’hydrogène, grandes industries) reçoivent théoriquement un signal pour consommer davantage.

Le problème français comporte deux volets. Les capacités flexibles capables de répondre aux signaux de prix restent insuffisantes : les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), principal outil de stockage massif existant, ont une puissance de réservoir limitée, et l’hydrogène vert ainsi que les batteries de grande échelle sont encore en déploiement embryonnaire. Les installations sous obligation d’achat n’étaient historiquement pas incitées à moduler selon les prix de marché; celles sous complément de rémunération disposaient déjà d’incitations à s’arrêter en prix négatifs.

Cette architecture a fonctionné tant que les renouvelables représentaient une part modeste du mix. Elle montre ses limites à 30 GW de solaire. La réglementation européenne sur l’audit carbone affronte une logique similaire : une règle conçue pour un ancien équilibre crée des frictions imprévues quand les paramètres physiques changent plus vite que les cadres institutionnels.

La réforme du marché d’ajustement : un pari sur les incitations

C’est dès lors que les évolutions de 2025 prennent tout leur sens. La facilitation de la participation des installations soutenues au marché d’ajustement, le mécanisme qui permet à RTE d’équilibrer le réseau en temps réel, représente un changement de philosophie autant qu’un changement technique.

Jusqu’alors, l’équilibre du réseau reposait essentiellement sur des actifs pilotables : centrales nucléaires qui modulaient leur puissance, centrales à gaz, hydraulique au fil de l’eau. RTE achetait sur ce marché des services dits « de réserve » : la capacité à monter ou descendre rapidement en production. Les renouvelables n’étaient pas toutes soumises à une obligation de participation, en partie parce que leur intermittence les rendait peu fiables pour ce rôle, en partie parce que les volumes étaient encore trop faibles pour justifier la contrainte.

Ces évolutions inversent la logique antérieure. Les producteurs participant au marché d’ajustement peuvent proposer des ajustements à la hausse ou à la baisse selon les règles applicables et les modalités de rémunération du mécanisme. Le marché fournit davantage de signaux et d’offres d’ajustement, tandis que RTE demeure l’autorité de coordination.

Agnès Bénassy-Quéré, dans ses travaux sur les banquiers centraux face à la transition énergétique, souligne que lorsqu’un acteur régulateur voit ses contraintes physiques se transformer, comme une banque centrale confrontée aux chocs climatiques, la légitimité de l’élargissement de sa mission devient centrale : qui décide, selon quelle procédure, avec quelle reddition de comptes. RTE, gestionnaire de réseau mandaté par l’État, mobilise davantage les offres de marché pour l’équilibrage tout en conservant son pouvoir d’ordonner les ajustements nécessaires à la sûreté du système. La participation des installations soutenues au mécanisme d’ajustement relève des dispositions de la loi de finances pour 2025 et de leurs textes d’application; les règles de marché correspondantes ont été proposées par RTE puis approuvées par la CRE, mais le débat public sur son architecture institutionnelle a été minimal.

Les limites du marché comme outil de coordination électrique

La réforme est cohérente avec une lecture libérale du problème : si les producteurs subissent les coûts des prix négatifs et des écrêtements, ils auront intérêt à investir dans des solutions d’absorption, batteries colocalisées, contrats avec des industriels flexibles, vente d’hydrogène -, mieux que ne le ferait un planificateur central. Jean Tirole, dont les travaux sur le design de marché ont précisément exploré comment créer des incitations efficaces dans des secteurs à externalités, défendrait sans doute cette logique : un bon marché de l’énergie donne les bons signaux aux bons acteurs, au bon moment.

Le marché d’ajustement comporte des lacunes structurelles. Le premier critère retenu est la puissance des installations ou des offres, et non la taille des acteurs. Le seuil de 10 MW déclenche une obligation d’offre pour les installations qui le dépassent ; il ne conditionne pas l’accès des petits producteurs au mécanisme d’ajustement. Certains acteurs continueront d’être gérés par des mécanismes d’écrêtement administratifs, ce qui crée un système à deux vitesses.

Le second angle mort concerne la vitesse d’adaptation.

Les investissements nécessaires, batteries, effacement industriel, interconnexions, prennent des années à déployer. La réforme envoie le bon signal, mais les capacités d’absorption n’apparaîtront pas en 2026.

Le troisième angle mort est le plus fondamental : dans un système où l’offre renouvelable est inélastique, le soleil et le vent ne répondent pas aux signaux de prix, les pics de surproduction peuvent générer des prix négatifs qui limitent les réponses des acteurs flexibles. La capacité du marché à corriger les déséquilibres dépend de la disponibilité de ces capacités d’ajustement. C’est le scénario que les trajectoires RTE à horizon 2030 devront tester, à mesure que la part des renouvelables dans le mix continue de progresser.

Vers 2030 : un système dont l’offre devient inélastique

La réforme de 2025 est un premier pas. Elle ne résout pas la question de fond que posera le mix électrique français à l’horizon 2030-2035. L’objectif européen de 42,5 % de renouvelables dans le mix énergétique en 2030 diffère de l’objectif français de 40 % de renouvelables dans la production d’électricité et d’au moins 33 % dans la consommation finale brute d’énergie. La question centrale n’est plus de savoir si la France peut construire assez de capacités renouvelables. Elle peut.

La question est de savoir si le système peut fonctionner de manière équilibrée quand certains dispositifs de soutien ou d’arrêt ne permettent pas encore de calibrer correctement les réactions aux signaux de prix.

Un système électrique à offre inélastique ressemble moins à un marché classique qu’à un problème de logistique en temps réel. Des épisodes prolongés de prix très bas ou négatifs peuvent affecter la viabilité économique des producteurs et les bilans des développeurs, avec des impacts potentiels sur les investissements futurs. La transition risquerait alors de se bloquer au moment même où elle atteint sa vitesse de croisière.

Trois leviers permettraient d’éviter ce scénario. Le premier est le stockage massif. Selon BloombergNEF, le prix des packs lithium-ion a connu une baisse significative au cours de la décennie 2010, rendant l’arbitrage économique entre production et stockage de plus en plus favorable. La France accuse un retard sur l’Allemagne et le Royaume-Uni dans ce déploiement. Le second levier est l’effacement industriel : payer les grandes industries électro-intensives pour qu’elles décalent leur consommation vers les heures d’excédent.

Ce mécanisme existe mais reste sous-développé. Le troisième levier est l’interconnexion européenne. La construction d’un marché intérieur de l’énergie capable d’absorber les surplus d’un pays en les exportant vers ses voisins réduit mécaniquement les écrêtements, mais elle suppose une coordination politique que les tensions actuelles sur les prix rendent difficile.

Les signaux à suivre sont clairs : le volume d’écrêtement en 2026 dira si la réforme du marché d’ajustement produit déjà des effets comportementaux. La courbe des prix négatifs dira si les capacités d’absorption suivent la capacité installée. Et les décisions d’investissement des développeurs solaires en 2027 diront si le modèle économique reste viable sans révision du cadre de soutien public.

Une fois qu’un système électrique atteint une part significative de renouvelables intermittents, la logique de gestion doit s’adapter. La France voit croître la part de ces capacités dans son mix électrique. Le design institutionnel qui déterminera qui capte la valeur résiduelle, les producteurs, les stockeurs, les industriels flexibles, ou l’État par la garantie publique, reste entièrement ouvert.

Les producteurs face à un risque de marché nouveau

La réforme de 2025 modifie la répartition des risques liés à la production variable. RTE peut solliciter ou ordonner des ajustements pour garantir l’équilibre, tandis que les modalités de rémunération dépendent des mécanismes de soutien et des règles d’ajustement applicables. La participation au mécanisme d’ajustement s’inscrit dans des règles de rémunération et de soutien spécifiques qui reflètent les modalités de gestion de la surproduction.

Pour les grands développeurs, Engie, TotalEnergies Renewables, EDF Renouvelables, cette contrainte est gérable : ils ont les équipes, les outils de trading, et parfois les actifs de stockage pour y répondre. Pour les développeurs indépendants de taille intermédiaire, la complexité opérationnelle est réelle. Participer au marché d’ajustement exige une expertise de gestion en temps réel, des systèmes de prévision météorologique fine, et une capacité à se porter contrepartie sur des marchés dont les règles évoluent rapidement. Certains passeront par des agrégateurs, des intermédiaires qui mutualisent la participation de plusieurs sites -, mais cette couche supplémentaire a un coût.

La question de la concentration du secteur se pose donc : si la réforme favorise structurellement les grands acteurs intégrés, elle pourrait réduire la diversité des développeurs et, à terme, peser sur la dynamique concurrentielle qui tire les coûts vers le bas. Le régulateur devra surveiller cet effet de sélection avec la même attention qu’il porte à l’équilibre physique du réseau.

Un test grandeur nature pour le marché comme outil de transition

La France mène en 2025-2026 une expérimentation dont les résultats intéresseront toute l’Europe. La plupart des grands systèmes électriques du continent affrontent la même transition : ils passent d’une logique de pilotage centralisé, héritée des utilities nationales du XXe siècle, à une logique de coordination décentralisée par les prix. L’Allemagne l’a fait plus tôt, avec des résultats contrastés, les écrêtements y ont aussi progressé massivement avant que le stockage et l’effacement ne commencent à mordre. L’Espagne expérimente des mécanismes de capacité parallèles. Le Royaume-Uni a développé des marchés d’équilibrage plus sophistiqués.

La réforme française teste la vitesse à laquelle un signal de marché peut modifier le comportement des acteurs dans un secteur à très long cycle d’investissement. Les panneaux solaires installés aujourd’hui fonctionneront encore en 2045. L’efficacité du marché d’ajustement dépendra de la rapidité des investissements dans des solutions d’absorption, stocks de batterie, effacement industriel, interconnexions, pour maintenir l’équilibre face au déploiement accéléré des renouvelables.

L’optimisme lucide impose ici une réserve : la réforme est bien conçue dans sa logique incitative, mais le calendrier est serré. Les 2,9 TWh écrêtés en 2025 sont une perte acceptable dans une phase de transition. Si ce chiffre double en 2027, la question de la pertinence du seul mécanisme de marché s’imposera, et une intervention publique plus directe, financement de batteries de réseau, obligations d’effacement industriel renforcées, révision des tarifs de raccordement, deviendra difficile à éviter.

Savoir si le marché fait ici ce que le planificateur ne sait plus faire, ou si le planificateur doit revenir compléter ce que le marché ne sait pas encore faire : voilà la question que les données de 2026 commenceront à trancher.

Sources

  1. Pexapark, « PRMC: France Mandates Renewables Participation in Balancing Mechanism from 2026 » : https://pexapark.com/blog/prmc-france-mandates-renewables-participation-in-balancing-mechanism-from-2026/
  2. Agnès Bénassy-Quéré, « Les banquiers centraux face à la transition énergétique », Touteconomie.org : https://www.touteconomie.org/conferences/benassy-quere
  3. RTE, Trajectoires et données de capacités installées 2025 (rapport annuel RTE, sans lien direct garanti)
  4. Montel News, Données sur les heures à prix négatifs en France 2023-2025 (sans lien direct garanti)
  5. Commission de régulation de l’énergie (CRE), Documentation réglementaire sur le marché d’ajustement et la réforme PRMC 2025
  6. BloombergNEF, Données sur la baisse des coûts des batteries de réseau depuis 2015
  7. Ember Energy, Cibles renouvelables européennes 2030