Le 6 juillet, le prix de l’électricité en France est tombé à 3,85 €/MWh à 15h. Six heures plus tard, il valait 154 €/MWh. Un facteur 40 dans la même journée, et ce n’est pas un accident isolé : depuis le 1er janvier 2026, la France a déjà cumulé 393 heures à prix négatif, contre 368 sur la même période l’an dernier. Le solaire produit trop, au mauvais moment, et le réseau n’a pas encore de quoi absorber le trop-plein.
Un été 2026 qui bat déjà des records
Le pic de production solaire tombe presque toujours entre 12h et 16h. Sur cette tranche, l’offre dépasse régulièrement la demande, et le prix de gros s’effondre. Le 6 juillet, la fenêtre la moins chère se situait entre 14h et 17h, à 6,95 €/MWh en moyenne. Le lendemain, le marché a carrément basculé sous zéro à 13h, 15h et 16h. Sur les 30 derniers jours, la moyenne mensuelle de juillet ressort à 74 €/MWh, en hausse par rapport aux 66 €/MWh de juin, mais la vraie donnée intéressante n’est pas la moyenne. C’est l’écart. Entre le creux de midi et le pic du soir, la France affiche l’une des amplitudes intrajournalières les plus marquées d’Europe. Elle reste malgré tout, sur l’ensemble de la journée, la moins chère du panel européen : 85 €/MWh le 6 juillet, contre 144 €/MWh en Italie.
Pourquoi le solaire fait plonger les prix en pleine journée
Rien de mystérieux là-dedans. L’éolien et le solaire pèsent désormais 27 % de la production nationale, un chiffre en hausse constante, et la loi fixe un objectif de 40 % d’ici 2030. Le problème n’est pas la quantité produite, c’est le moment où elle arrive. La demande reste relativement stable sur la journée, avec des pointes le matin et le soir, pendant que la production solaire suit une courbe en cloche calée sur le soleil. Résultat : un déséquilibre structurel qui se répète chaque jour ensoleillé, et qui va s’aggraver mécaniquement à mesure que les capacités photovoltaïques augmentent. RTE a d’ailleurs dû gérer en avril un stop-and-go de 3 500 MW d’éolien reconnectés en quelques minutes, symptôme du même déséquilibre côté vent. La canicule de juin avait déjà fait grimper les prix du soir à près de 280 €/MWh, preuve que les deux extrêmes, le trop-plein de midi et la tension du soir, se jouent sur le même réseau, à quelques heures d’écart.
Le stockage, encore trop petit pour absorber le choc
Stocker l’électricité quand elle ne coûte rien, la restituer quand elle vaut cher : la réponse est connue depuis longtemps. En pratique, la France part de loin. Les capacités de stockage par batteries raccordées au réseau de distribution ont été multipliées par 11 en quatre ans, mais elles ne pesaient encore que 1,32 GW au troisième trimestre 2025. RTE vise 5 GW d’ici 2030, et plus de 7 GW de projets ont déjà réservé leurs droits d’accès au réseau de transport. Les chantiers avancent : TAG Energy construit à Cernay, dans le Haut-Rhin, le plus grand site du pays avec 240 MW / 480 MWh. Neoen doit lancer cet été la construction de sa batterie de Vernou-la-Celle-sur-Seine, 248 MW / 496 MWh, qui devrait devenir la plus puissante de France à sa mise en service en 2028. La France muscle son réseau pièce par pièce, mais chaque projet met deux à trois ans à sortir de terre. Le 1er juillet, les principaux acteurs de la filière (Corsica Sole, Neoen, Amarenco, TagEnergy, Acacia, Kallista Energy, Q Energy) ont fondé Stockage Énergie France, la première association professionnelle dédiée au secteur. Un signe que le marché s’organise, enfin, à la hauteur de l’enjeu : plus de 6 GW attendus d’ici 2030, pour environ 4 milliards d’euros d’investissement privé.
Le stockage hydraulique n’est pas en reste. EDF a ressorti des cartons le projet Redenat, une station de pompage-turbinage de 1 200 MW abandonnée en 1982, et travaille en parallèle sur d’autres sites dans la vallée de la Dordogne. Ce genre de dossier prend des décennies. Les batteries, elles, se construisent en deux ans. C’est tout l’enjeu du mix à venir : marier la puissance et la lenteur des grandes STEP à la rapidité de déploiement des BESS.
Les mécanismes de marché doivent encore rattraper le retard
Le stockage seul ne suffira pas. Côté demande, la flexibilité reste embryonnaire : sur la vingtaine de véhicules électriques annoncés compatibles V2G en France, trois seulement sont aujourd’hui réellement opérationnels avec un agrégateur. EDF a dû réduire la production de certaines centrales pendant les épisodes de canicule, ce qui rend la question du stockage plus urgente encore : moins de marge de production pilotable en été, plus de solaire en pleine journée, l’équation se resserre des deux côtés. Le nouveau mécanisme de capacité, dont la première enchère s’est tenue début juillet et qui entrera pleinement en vigueur le 1er novembre 2026, tente justement de réconcilier ces deux mondes en réservant un volume spécifique aux flexibilités décarbonées, effacement compris.
Ce qui se joue d’ici 2030
La France n’a pas de problème de production. Elle a un problème de synchronisation. Chaque heure à prix négatif est une occasion manquée, de l’électricité presque gratuite qui part à la trappe faute de capacité pour la capter. Les 6 GW de stockage batteries visés pour 2030, couplés aux nouvelles STEP et à une flexibilité de la demande encore balbutiante, ne seront pa
