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Les heures où les prix de l’électricité sur les marchés sont négatifs ou nuls se multiplient en France, pourtant la majorité des consommateurs ne perçoit aucune différence sur sa facture, qui reste stable à environ 20 centimes par kWh. Alors qu’ailleurs en Europe les offres à tarification dynamique, offres qui permettraient de profiter de ces prix négatifs, se sont démocratisées, la France reste encore très frileuse face à ce type de tarif. Pourquoi la France accuse-t-elle un tel retard ?
Prix négatifs : quand produire devient un coût plutôt qu’un gain
Pour comprendre pourquoi l’électricité peut afficher un prix négatif, il faut revenir sur le principe même de fixation du prix de gros sur le marché. Ce dernier dépend de l’équilibre entre l’offre (production) et la demande (consommation). Mais, compte tenu de la difficulté à stocker massivement l’électricité, cet équilibre est particulièrement fragile.
Aujourd’hui, l’accroissement significatif des moyens de production renouvelables intermittents (solaire et éolien) accentue le phénomène. En effet, lorsqu’un fort ensoleillement ou un vent soutenu coïncide avec une faible consommation (par exemple en journée les week-ends ou pendant les vacances), la production dépasse largement la demande, entraînant une chute radicale des prix voire des prix négatifs sur les marchés, tel l’EPEX Spot.
Dans de telles situations, certaines installations de production (comme les centrales nucléaires françaises ou les centrales thermiques) ne peuvent pas être arrêtées facilement ou à faible coût. Les gestionnaires préfèrent alors payer pour écouler leur électricité plutôt que d’assumer les coûts élevés d’arrêt ou de redémarrage des centrales. Ce phénomène, autrefois rare, est aujourd’hui devenu si courant qu’il fait peser un risque sur le système électrique.
Prix négatifs : un contresens écologique !
Lors des épisodes de prix négatifs, les gestionnaires du réseau électrique sont contraints de demander aux producteurs d’électricité solaire ou éolienne de diminuer, voire de totalement stopper leur production. En effet, il suffit d’une ou deux minutes pour arrêter temporairement une éolienne ou un panneau photovoltaïque. À l’inverse, stopper des centrales traditionnelles, comme les unités à gaz ou à charbon, nécessite plusieurs heures et implique un coût important de redémarrage.
Résultat : aussi surprenant que cela puisse paraître, alors même qu’une abondante énergie renouvelable propre et gratuite est disponible, ce sont les moyens fossiles polluants qui continuent souvent de tourner en partie, émettant du CO₂ tout en étant payés pour injecter de l’électricité dans un réseau déjà saturé.
Une situation ubuesque, sur les plans énergétique, économique et écologique, qui contredit totalement les objectifs affichés de décarbonation du système électrique européen.
Les heures à prix négatifs se multiplient : un appel à déplacer la consommation ?
En raison du fort développement des énergies renouvelables provoquant une abondance d’électricité sur le réseau, les heures à prix négatifs en France ont atteint des sommets en 2024 avec un record historique : 352 heures avec des prix négatifs, soit deux fois plus qu’en 2023 qui était déjà une année record ! D’après les prévisions de Selectra, 2025 devrait battre un nouveau record, dépassant les 400 heures avec des prix négatifs.
Afin de limiter l’apparition d’épisodes de prix négatifs, il est indispensable de rétablir l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. Concrètement, cela signifie accroître la consommation lors des moments où la production dépasse largement les besoins.
Le moyen le plus efficace d’encourager ces ajustements reste le signal tarifaire, c’est-à-dire la baisse temporaire du prix. Or, en France, ce signal ne parvient presque jamais aux consommateurs particuliers, pour une raison simple : leur tarif de l’électricité reste généralement fixe et stable tout au long de l’année, ne leur donnant aucune incitation à adapter leur consommation en fonction des variations du marché.
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La tarification dynamique : une idée éprouvée chez nos voisins européens
Tandis que la France se montre méfiante vis-à-vis des offres dynamiques, plusieurs pays européens s’illustrent déjà par leur efficacité à articuler leur consommation en fonction des fluctuations du marché de gros.
Le modèle espagnol est un des cas les plus frappants. Depuis plusieurs années, le tarif réglementé en Espagne évolue heure par heure, suivant directement les variations horaires du marché spot fixées la veille. En cas de forte hausse des prix, cette information est relayée largement par les médias, permettant aux consommateurs d’anticiper et d’adapter leur consommation.
Près d’un tiers des ménages bénéficie de ce tarif dynamique réglementé (« PVPC »), prouvant qu’un modèle lié directement au prix de gros est parfaitement opérationnel à grande échelle.
En Scandinavie, pionnière de la tarification dynamique, ces offres sont devenues la norme, particulièrement en Suède où 77% des ménages possèdent désormais un contrat horaire dynamique, et en Norvège où ce chiffre s’élève à environ 71% chez les particuliers et 88% chez les PME.
Plusieurs grands pays d’Europe de l’Ouest se sont également emparés du modèle dynamique. Aux Pays-Bas, par exemple, les consommateurs accèdent fréquemment à des contrats indexés directement sur les prix journaliers (« day-ahead ») pour piloter activement leur consommation électrique. Ce pays va d’ailleurs commencer à proposer de l’électricité à 0 € (HT) en cas d’excès de production solaire.
Le Royaume-Uni connaît aussi une percée, avec des offres innovantes comme « Octopus Agile » qui transposent au jour le jour les fluctuations du marché. Même l’Allemagne et l’Autriche commencent aujourd’hui à étendre la tarification dynamique, avec un taux d’adoption encore modéré, mais en pleine augmentation depuis la fin de la crise énergétique.
Depuis la fin de la crise de l’énergie, les offres à tarification dynamique sont nettement moins chères que les offres à prix fixe. En conséquence, elles connaissent un regain de succès.
En Belgique, c’est en région flamande que les offres à tarification dynamique se développent. Le prix, indexé sur l’indice Belpex, est, en moyenne, moins cher que celui des offres à prix fixe. “J’ai une Tesla, qui est mon plus gros poste de consommation. Je peux la recharger pour 12 centimes par kWh à la maison en milieu de journée, contre 50 centimes à l’extérieur !” nous explique, au téléphone, un consommateur de la région de Flandre Occidentale qui ne veut pas d’offre à prix fixe.
Un précédent français : l’échec de Barry Energy
Entre 2019 et 2022, Barry Energy, un fournisseur franco-danois, a tenté l’aventure sur le marché français. S’adressant à un public averti technologiquement et ayant les moyens de déplacer sa consommation, Barry proposait une offre transparente, entièrement indexée sur le marché spot. Le fournisseur ne prenait aucune marge sur le prix du kWh, mais se rémunérait uniquement via un abonnement annuel plus élevé que le tarif réglementé.
Malgré un certain succès auprès d’une communauté technophile et informée, la crise énergétique de 2022 a précipité la fin de l’expérience Barry en France. L’instabilité durable des prix a eu raison de leur modèle économique, prouvant que la tarification dynamique nécessite certaines précautions d’encadrement et une pédagogie forte auprès des consommateurs.
Le succès contrasté des offres apparentées au prix dynamique en France
Même si la France n’a pas encore généralisé de véritables offres à tarification dynamique, certaines initiatives proches dans la logique de tarification incitative connaissent déjà un certain succès auprès des consommateurs.
C’est notamment le cas de l’option Tempo d’EDF, emblématique par son ancienneté et sa popularité récente : elle propose un prix du kWh avantageux la majorité de l’année, mais trois fois plus cher que son tarif normal pendant 22 jours rouges placés stratégiquement au cœur de l’hiver, lorsque la consommation est maximale et le réseau électrique sous tension.
Depuis son ouverture aux compteurs 6 kVA en 2022, Tempo a connu un réel engouement auprès de plusieurs centaines de milliers de clients prêts à différer ou à réduire nettement leur consommation lors de ces quelques journées critiques. À cette époque, Tempo avait notamment rempli un rôle important en contribuant à écarter le risque de blackout, au moment où près de la moitié du parc nucléaire français était indisponible.
Nombre de compteurs résidentiels par option, source Enedis
EDF a également développé une autre offre apparentée à ce modèle, baptisée Zen Flex. Cette dernière incite les consommateurs à réduire leur utilisation d’électricité lors de journées « sobriété », en échange d’une tarification avantageuse le reste du temps.
Chez les fournisseurs alternatifs également, l’intérêt pour les offres tarifaires flexibles progresse. L’offre Modulo, du côté d’Ohm Énergie, propose une réduction sur le prix de l’électricité de 65 % lors des pics solaires entre le 1er avril et le 31 octobre. Au total, ce sont 15 jours dans l’année où les clients de cette offre profitent de l’électricité la moins chère du marché : 0,0969 € du kWh.
De son côté, TotalEnergies a lancé l’offre Heures Éco+, construite sur une variation tarifaire selon le contexte du réseau électrique national : le tarif est particulièrement bas pendant la majorité des journées dites « Éco », mais augmente fortement lors des journées dites « Éclairs », pendant les pics de consommation.
Tout comme Tempo ou Modulo, Heures Éco+ s’adresse principalement aux consommateurs en capacité d’adapter rapidement leurs usages électriques, et s’appuie ainsi sur un mécanisme proche de l’effacement tarifaire.
Toutes ces offres incarnent certes un premier pas prometteur vers les pratiques de tarification dynamique largement répandues ailleurs en Europe. Cependant, elles restent encore marginales sur un marché français très majoritairement dominé par des offres à tarif fixe.
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Pourquoi la France reste-t-elle si réticente face aux prix dynamiques ?
Si l’Europe pousse depuis plusieurs années ses États membres à développer des offres à prix dynamiques, la France demeure particulièrement prudente à cet égard. Cette réticence trouve en grande partie son origine dans la position du Médiateur National de l’Énergie, qui alerte régulièrement sur les risques encourus par les consommateurs ne maîtrisant pas pleinement ces offres.
Dès son rapport de 2020, l’institution avertissait qu’une tarification dynamique, mal expliquée ou proposée sans accompagnement suffisant, risquait d’exposer des ménages modestes ou mal informés à des factures imprévisibles, susceptibles de créer une situation de précarité énergétique accrue.
Il est peu probable que ce type d’offres apporte au final un véritable gain aux consommateurs ; bien au contraire, il risque de les mettre en défaut.
Par ailleurs, au-delà des réserves exprimées par les autorités de régulation, l’expansion des offres à prix dynamiques en France souffre également d’une faible pédagogie envers les publics concernés. Contrairement à d’autres pays européens, les consommateurs français n’ont pas bénéficié jusqu’ici d’une sensibilisation significative sur le fonctionnement et les avantages potentiels de ces offres.
D’autre part, de nombreux ménages sont encore équipés majoritairement de chauffages électriques peu performants et disposent rarement d’appareils intelligents ou pilotables à distance capables de tirer profit des variations tarifaires horaires.
Enfin, historiquement, les fournisseurs d’électricité sont habitués à proposer des tarifs stables et prévisibles, répondant ainsi aux préférences traditionnelles des consommateurs français. L’avènement rapide d’offres complexes, parfois perçues comme risquées car indexées sur les fluctuations du marché de gros, constitue une rupture culturelle, nécessitant un changement dans les mentalités.
Pour toutes ces raisons, la France s’avance très prudemment vers la généralisation des offres dynamiques, privilégiant pour l’instant quelques formules simplifiées ou très encadrées, en attendant que la société soit mieux préparée à intégrer cette nouvelle manière de consommer l’électricité.
Le rôle de la concurrence dans l’innovation
Comme le montre le graphique ci-dessous, depuis plus d’un an, le marché de gros de l’électricité en France présente, sept mois par an, un prix « spot » (marché à court terme) inférieur au prix « à terme » (contrats longue durée).
Cette situation rend particulièrement intéressante la tarification dynamique (qui évolue au gré du prix « spot »), y compris pour les foyers peu enclins ou peu équipés pour déplacer activement leur consommation. Ce type d’offres pourrait ainsi bénéficier aux ménáges ne dépendant pas essentiellement du chauffage électrique pour leur confort quotidien.
Étonnamment, pourtant, EDF n’a toujours pas proposé sur le marché français de véritable offre à tarification dynamique au-delà des options historiques EJP et Tempo. Des offres respectant un cadre clairement défini par le régulateur (notamment un plafond de prix et une commercialisation sur demande exprès du client) rencontreraient certainement un public réceptif.
Dès lors, une question se pose : EDF tarde-t-il à se positionner en raison justement de cet écart tarifaire favorable au marché spot, alors que les contrats traditionnels à terme lui sont davantage profitables ? Dans ce contexte, la concurrence issue des fournisseurs alternatifs doit jouer pleinement son rôle moteur et innovant, en développant davantage d’offres récompensant les clients disposés à déplacer leur consommation.
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