Prix négatifs : qui paie quand le nucléaire ne s'arrête pas ?

Depuis plusieurs semaines, les épisodes de prix spot négatifs se multiplient en France.

Le récit dominant est simple : trop de solaire, trop d'éolien, pas assez de consommation.

Cette explication est commode. Elle est incomplète.

75 000€. Par heure. Pour une seule centrale.

C'est l'ordre de grandeur de l'indemnisation que peut percevoir EDF lorsqu'un groupe nucléaire est maintenu en injection pendant une heure de prix spot négatif.

Pas un chiffre inventé. Un ordre de grandeur fondé sur la logique de la formule approuvée par la CRE, dans le cadre de l'accord RTE–EDF en vigueur depuis le printemps 2026.

La formule est simple :

Compensation = énergie imposée × (valeur d'usage – prix spot)

Exemple illustratif : 1 GW maintenu en injection, prix spot à –65 €/MWh, valeur d'usage indicative à 10 €/MWh.

1 000 MWh × [10 – (–65)] = 75 000 € pour une heure.

Pourquoi ces groupes restent-ils en injection ?

Un prix négatif apparaît lorsque le système produit plus qu'il ne consomme, et que les moyens de production ne s'effacent pas suffisamment.

Le marché envoie alors un signal très clair : il faut produire moins.

Mais depuis le printemps 2026, RTE peut imposer à EDF le maintien de certains groupes nucléaires en injection pour des raisons de tenue de tension et de stabilité du réseau. La justification technique est réelle. La conséquence économique mérite un débat.

Car lorsqu'un groupe est maintenu malgré un prix négatif, la compensation versée par RTE à EDF ne couvre pas seulement le coût du prix négatif — elle couvre aussi la valeur économique du groupe maintenu en fonctionnement.

Ce coût ne disparaît pas. Il transite par RTE, se répercute dans les charges de réseau, et atterrit — en partie — dans le TURPE payé par tous les consommateurs.

Un cercle coûteux

Plus certains moyens restent en injection pendant les heures de faible consommation et forte production renouvelable, plus les prix négatifs peuvent être prolongés ou accentués.

Plus les prix deviennent négatifs, plus les producteurs renouvelables, les acheteurs en PPA et les consommateurs exposés au marché spot subissent un signal économique brutal.

Et pendant ce temps, une compensation est versée pour maintenir en fonctionnement les moyens qui contribuent à ce même signal négatif.

Ce n'est pas un dysfonctionnement caché. C'est une architecture de compensation qui a été approuvée. Mais dont le coût global, et les alternatives possibles, méritent d'être débattus publiquement.

La vraie question

Elle n'est pas : "y a-t-il trop de renouvelables ?"

Elle est : qui paie l'inflexibilité du système électrique ?

La physique impose de maintenir la tension, la fréquence et la stabilité du réseau. Personne ne le conteste.

Mais elle n'impose pas de traiter durablement ces contraintes en maintenant de la production nucléaire en injection pendant les heures où le marché indique qu'il faut produire moins.

D'autres solutions existent ou doivent être accélérées : stockage, batteries grid-forming, compensateurs synchrones, STATCOM, pilotage réactif des parcs renouvelables, effacement, flexibilité de la demande, signaux locaux de réseau.

Ces solutions peuvent rémunérer la stabilité du réseau de manière transparente, concurrentielle et technologiquement neutre.

Ce que le débat public devrait pouvoir examiner

Pour avancer, il faudrait publier clairement :

• le volume de MW nucléaires maintenus en injection lors des heures de prix négatifs

• le nombre d'heures concernées sur les derniers mois

• le coût d'indemnisation associé, et son impact sur le TURPE

• l'impact de ce maintien sur la formation et la durée des prix négatifs

• le coût comparé des alternatives : stockage, compensateurs, batteries grid-forming, flexibilité de consommation

Les prix négatifs ne sont pas une anomalie créée par les renouvelables.

Ils sont le révélateur d'un système électrique qui doit devenir beaucoup plus flexible — et dont le coût d'inflexibilité est aujourd'hui peu visible, peu débattu, et pourtant bien réel.

Notre système électrique est-il organisé pour maximiser la flexibilité, ou pour compenser son insuffisance ?

En 2026, cette question n'est plus technique. Elle est économique, politique — et elle vous concerne directement.

La délibération CRE n°2026-67 du 27 mars 2026 approuve l’accord RTE–EDF d’imposition de puissance à l’injection pour gérer les contraintes de tension haute ; le document précise que l’accord concerne les groupes nucléaires EDF et encadre les compensations en fonction de l’écart entre la valeur d’usage et le prix spot.

RTE indique que les heures à prix spot négatif ont plus que doublé en 2024, avec 361 heures contre 147 en 2023, ce qui confirme que le phénomène est structurel et en forte croissance.

PV Magazine, citant Storio Energy, relève en mai 2026 que la chute des prix s’explique par une production photovoltaïque élevée, mais aussi par une modulation nucléaire plus limitée qu’un an auparavant, autour de 28 GW en 2026 contre environ 24 GW en 2025 lors d’épisodes comparables.