L’ESSENTIEL

• Aux États-Unis, après la capture du dernier condor de Californie sauvage en 1987, élevages et lâchers ont ramené des centaines d’oiseaux en liberté, non sans controverses.

• Dans le monde, selon une étude de 2025 sur plus de 14 000 projets de conservation, cinq groupes de mammifères ont reçu 86 % des financements disponibles, tandis que les plantes et les invertébrés n’ont reçu que 6,6 % du soutien financier.

• À Erevan, en Arménie, à l’occasion de la COP17 sur la biodiversité, qui se tient jusqu’à ce 30 octobre 2026, les pays doivent s’accorder quant au fonctionnement de l’organe créé en 2024 pour faire entendre les peuples autochtones et les communautés locales, notamment sur leur rôle dans les prises de décision.

En 1987, des biologistes capturaient le dernier condor en liberté pour le placer en captivité, et la plus grande espèce d’oiseau volant d’Amérique du Nord était officiellement déclarée éteinte à l’état sauvage. Aujourd’hui, après des décennies d’efforts coordonnés et des millions de dollars dépensés pour l’élevage en captivité et la réintroduction, plus de 300 condors ont été rendus à leur milieu naturel.

C’était une victoire pour la survie de l’espèce, mais ce triomphe a été contesté presque à chaque étape.

Les défenseurs de la nature se sont affrontés avec acharnement pour savoir si capturer tous les oiseaux relevait du sauvetage ou de la capitulation. Des critiques jugeaient que cet argent serait mieux employé pour d’autres espèces menacées. Des communautés rurales de l’Utah et de l’Arizona, aux États-Unis, s’inquiétaient des restrictions fédérales sur l’utilisation des terres. Des groupes de chasseurs, comme la National Rifle Association (association états-unienne de défense du droit de posséder et de porter des armes, ndlr), se sont opposés à une réglementation sur les munitions au plomb, l’une des principales causes de mortalité des condors.

Le retour du condor illustre plusieurs questions auxquelles les gouvernements et les organisations de conservation sont aujourd’hui confrontés, notamment celles de savoir quelles espèces reçoivent des fonds et qui supporte les coûts.

Ces questions figurent parmi celles débattues lors de la conférence de la Convention sur la diversité biologique des Nations unies, la 17ᵉ Conférence des parties (COP17), du 19 au 30 octobre 2026, à Erevan, en Arménie.

En 2022, les pays du monde entier ont adopté, lors de la conférence sur la biodiversité de cette année-là, un accord visant à enrayer et à inverser la perte de biodiversité : le Cadre mondial de la biodiversité de Kunming-Montréal. Il fixe notamment pour objectifs de mobiliser 200 milliards de dollars américains (environ 179 milliards d’euros) par an, issus de sources publiques et privées du monde entier, d’ici à 2030, afin de conserver et de gérer au moins 30 % des terres, des zones côtières et des océans de la planète, de mettre fin aux extinctions causées par l’humain et d’aider les espèces en difficulté à survivre.

L’accord ne choisit pas lui-même les espèces à sauver, mais ses règles sont conçues pour orienter les priorités nationales de conservation et les fonds qui la financent.

Sauver une espèce comme le condor touche les communautés locales et les entreprises dont les activités ont mis ces espèces en péril. Sans adhésion locale, injecter de l’argent dans les programmes de rétablissement peut se solder par un échec, et pourtant les communautés locales sont souvent tenues à l’écart des discussions.

Décider des espèces qui méritent d’être protégées

On estime qu’un million d’espèces sont actuellement menacées d’extinction dans le monde, et les premières évaluations suggèrent que le monde est en retard sur la plupart des objectifs mondiaux de biodiversité fixés par l’accord.

Les ressources étant limitées, les spécialistes de la conservation doivent faire des arbitrages pour décider quelles espèces protéger et de quelle manière. Faut-il financer des opérations de sauvetage coûteuses pour une espèce proche de l’extinction ou des interventions susceptibles de profiter à plusieurs espèces à la fois ? ou bien protéger des organismes propres à une région précise ? ou encore une espèce qui fait vivre les populations locales ?

Certaines espèces sont valorisées pour ce qu’elles apportent à l’humanité, comme la pollinisation des cultures ou la purification de l’eau, ce que l’on appelle les « services écosystémiques ». Les abeilles mellifères, par exemple, pollinisent chaque année plus de 15 milliards de dollars de cultures (13,5 milliards d'euros) rien qu’aux États-Unis.

D’autres espèces revêtent une importance culturelle et spirituelle, comme le condor pour la tribu yurok, en Californie. De nombreux spécialistes de la conservation soutiennent que les espèces vivantes possèdent un droit inhérent à exister, indépendamment de leur utilité pour les humains.

Il peut toutefois être plus facile d’obtenir du soutien pour des mesures visant à sauver des espèces charismatiques que pour d’autres espèces. On pense à la campagne « Sauvons les baleines » de Greenpeace ou au logo panda du Fonds mondial pour la nature (WWF). Le visage adorable d’un panda peut contribuer à financer sa protection et, potentiellement, celle de l’habitat qui l’entoure, au bénéfice des autres espèces qui y vivent.

Une étude réalisée en 2025 a passé en revue plus de 14 000 projets de conservation centrés sur une espèce, menés de 1992 à 2016. Cinq groupes de mammifères (les primates, les carnivores, les baleines, les éléphants et les rhinocéros) ont reçu 86 % des financements disponibles, alors qu’ils ne représentaient qu’un tiers des projets consacrés aux mammifères menacés. Les plantes et les invertébrés, essentiels à la pollinisation, au cycle des nutriments et au maintien des réseaux trophiques, n’ont reçu que 6,6 % du soutien financier.

Des organisations de protection de la nature et des économistes du Paulson Institute (centre de réflexion états-unien, ndlr) estiment que le monde doit consacrer chaque année 1 300 milliards de dollars supplémentaires (environ 1 170 milliards d’euros) à la conservation et à la restauration de la biodiversité pour enrayer et inverser la perte de biodiversité.

Qui supporte les coûts ?

Lors de la conférence d’Erevan sur la biodiversité, cette année, les délégués aborderont aussi une autre question qui peut faire ou défaire le rétablissement d’une espèce : quand la conservation touche les populations locales, qui paie et qui a son mot à dire ?

Si les défenseurs de la nature se sont réjouis des efforts pour ramener les loups en Europe ces vingt dernières années, certains éleveurs ont perdu du bétail à cause de ces prédateurs et ont dû faire face à des coûts plus élevés pour protéger leurs troupeaux. Les programmes de financement actuels de l’Union européenne contribuent à soutenir la protection du bétail, mais la capacité des éleveurs à peser sur le rétablissement du loup fait aussi partie de l’équation.

La conservation peut très mal tourner si les communautés locales ne sont pas consultées lors de la planification. Dans l’aire de conservation du Ngorongoro, une zone protégée de Tanzanie, les Massaïs luttent depuis des années contre les ordres du gouvernement de quitter les terres où ils vivent depuis des générations, au nom de la conservation des lions. En mars 2026, deux commissions présidentielles ont recommandé de poursuivre les expulsions afin de protéger la faune, dans le cadre d’un processus qui a associé peu de Massaïs, selon les défenseurs des peuples autochtones de l’Oakland Institute (centre de réflexion états-unien, ndlr).

Protéger des espèces vulnérables suppose souvent de soutenir aussi les communautés qui vivent à leur côté. Lors du dernier cycle de négociations sur la biodiversité, en 2024, les pays ont créé un organe subsidiaire permanent chargé d’intégrer les connaissances et les décisions des peuples autochtones et des communautés locales dans celles du traité.

Lors de la conférence de cette année, la COP17, les pays doivent s’accorder sur le fonctionnement de cet organe, notamment sur la question de savoir si ces communautés auront un rôle officiel dans la prise de décision. Ils devraient aussi adopter des lignes directrices précisant comment les objectifs mondiaux de conservation de 30 % s’appliquent dans les territoires autochtones.

L’accord international ne peut pas dicter ce qui se passe sur le terrain, mais ses règles façonnent les priorités nationales de conservation et orientent les fonds qui la financent. C’est pourquoi le débat sur la consultation locale est au cœur des négociations de 2026. Une conservation conçue pour les populations, plutôt qu’avec elles, risque de perdre la confiance et la coopération locale qui rendent un rétablissement durable.

Les clés du succès

Deux enjeux majeurs de la conférence consistent à garantir que les peuples autochtones et les communautés locales aient leur mot à dire dans les décisions concernant leur territoire, notamment sur la conception des programmes de conservation et la répartition des ressources.

Le cadre mondial de la biodiversité appelle à une approche « pansociétale », qui reconnaît que protéger la nature exige plus que la seule action des gouvernements. Mais participer n’est pas la même chose que détenir un pouvoir de décision.

Les défenseurs des groupes autochtones affirment que les communautés sont trop souvent consultées une fois les priorités fixées, plutôt que d’être associées à leur définition. Le fait que l’éleveur qui paie les clôtures ou la communauté autochtone liée à une espèce contribue à fixer les priorités, ou que l’on ne lui demande son avis qu’une fois le projet approuvé, montre si la consultation est réelle ou non.

Le retour du condor met en évidence que des espèces au bord de l’extinction peuvent se rétablir avec de l’aide. Mais pour que ce rétablissement dure, il faut protéger les conditions, et soutenir les personnes, qui rendent leur survie possible.

Garrett Ordonez, chercheur et étudiant en études environnementales et relations internationales à l’Université de Californie du Sud (USC), a contribué à cet article.

Les auteurs ne travaillent pas, ne conseillent pas, ne possèdent pas de parts, ne reçoivent pas de fonds d'une organisation qui pourrait tirer profit de cet article, et n'ont déclaré aucune autre affiliation que leur organisme de recherche.

L’ESSENTIEL

• L’effacement de consommation électrique consiste à réduire ou à suspendre temporairement la consommation d’électricité d’un client (industriels, entreprises tertiaires et, dans certains cas, particuliers) lors des pics de demande.

• Les entreprises sont rémunérées pour ce geste prévu par des contrats spécifiques tandis que les particuliers n’en tirent qu’un bénéfice indirect, par exemple grâce à l’installation d’un équipement connecté permettant de réduire leur facture globale.

• Pour inciter davantage de clients à franchir le pas, l’État a injecté des fonds publics supplémentaires dans l’effacement. Pour quelle efficacité et quels coûts ? La Cour des comptes a récemment publié un bilan sévère sur le dispositif qui existait jusqu’en 2026.

L’électrification des usages de l’énergie (mobilité électrique, pompes à chaleur plutôt que chaudières à gaz…) et la décarbonation de la production électrique avec des technologies peu flexibles (nucléaire et énergies renouvelables non pilotables) ont une conséquence bien concrète : l’énergie électrique consommée augmente, mais il est plus difficile pour le réseau de s’y adapter en temps réel.

Le développement de la flexibilité de la consommation peut répondre à cet enjeu. Les clients sont encouragés à déplacer leurs consommations lorsque l’électricité est disponible, et à éviter de consommer lors des pics de demande. L’effacement électrique, qui consiste à réduire ou à suspendre temporairement la consommation d’électricité d’un client lors des pics de demande, s’inscrit dans ce cadre.

La France s’est donné des objectifs ambitieux en la matière et a mis en place, à partir de 2018, un appel d’offres annuel qui garantit à ses lauréats, des agrégateurs d’effacement (intermédiaires entre les consommateurs et RTE), une rémunération fixe (en euros par mégawatt effaçable et par an), en échange de leur capacité à « effacer » des consommations de sites industriels, d’activités tertiaires et de particuliers. Chez les particuliers, ces derniers installent un boîtier connecté permettant d’arrêter temporairement le ballon d’eau chaude ou le chauffage électrique.

La Cour des comptes explique, dans son rapport d’août 2026 qu’entre 2018 et 2025, le soutien public à l’effacement a coûté près de 430 millions d’euros et que l’État s’est engagé, pour les années à venir, sur un montant de 1,18 milliard. La Cour estime que plus des deux tiers de cette dépense auraient pu être évités, pour obtenir le même résultat.

Comment en est-on arrivé là ? Une succession de choix techniques, politiques, administratifs, chacun défendable pris isolément, a produit cette situation. Dans le cadre d’un projet de recherche pluridisciplinaire sur la flexibilité électrique, nous avons interrogé des experts et des acteurs du secteur pour mieux comprendre les décisions à l’origine de cette situation.

Un prix unique pour des efforts très différents

L’appel d’offres effacement (AOE), qui était en vigueur jusqu’à 2026, fonctionnait comme une enchère à prix unique :

• on retient les offres les moins chères jusqu’au volume souhaité,

• tout le monde est ainsi payé au prix de la dernière offre nécessaire, appelée « clearing price ». Les acteurs qui ont proposé les offres moins chères bénéficient de la différence entre leur prix et ce prix final ;

• il existe un prix plafond pour ces enchères : au-delà, les offres ne sont pas retenues.

La justification économique de ce prix, est que, dans un marché concurrentiel, cette rente peut financer des investissements ou récompenser les acteurs les plus efficaces. Mais rien n’indique que ce raisonnement soit valable pour l’effacement.

En effet, se passer d’électricité temporairement ne coûte pas la même chose à tout le monde.

• Certaines usines peuvent reporter ou déplacer leur production avec des coûts limités au regard leur consommation.

• Pour d’autres consommateurs, cette capacité implique des investissements plus importants.

En appliquant un prix unique, le système offre une marge importante à des acteurs pour qui l’effort est moins coûteux.

À lire aussi : La flexibilité électrique, ou comment décaler nos usages pour optimiser la charge du réseau

Un marché sans réelle concurrence

Pour de nombreux experts spécialistes des enchères, le « clearing price » est supposé encourager les acteurs économiques à communiquer leurs coûts de production réels et à limiter les jeux stratégiques.

• Or, tous les ans de 2018 à 2024 (voir annexes du rapport de la Cour des comptes), l’appel d’offres effacement (AOE) a été sous-souscrit. Autrement dit, il y avait moins de candidats à l’effacement que de besoin de celui-ci. Sans pression concurrentielle, toute offre déposée sous le prix plafond était donc certaine d’être retenue. Dans ces conditions, un candidat n’avait aucune raison de révéler son coût réel : il avait intérêt à gonfler celui-ci et à proposer un prix proche du prix plafond.

• Le problème a été amplifié en 2021 lorsque ce plafond a été doublé, passant de 30 000 € à 60 000 €/MW. Prévue à l’origine pour inciter de nouveaux acteurs à se lancer, cette hausse a bénéficié à tout le monde, y compris aux installations déjà existantes. L’estimation des gisements, initialement réalisée par l’ADEME a été reprise sans précaution par le concepteur des appels d’offres. De plus, les appels d’offres de 2023 et 2024 ont soutenu des demandes de financement pluriannuel garantissant ce niveau de revenus sur 4 à 10 ans.

• En 2025, la tendance s’est inversée : l’appel d’offres a été sursouscrit, c’est-à-dire qu’il y a eu davantage d’offres proposées que de besoin d’effacement. La concurrence a enfin joué et le prix est chuté à 28 863 €/MW, prouvant que le plafond de 60 000 €/MW était bien trop élevé.

Ces défauts du mécanisme proviennent donc d’une dispersion des décisions, entre d’un côté l’identification des gisements et de l’autre la conception des appels d’offres. Pourquoi n’ont-ils pas été rapidement corrigés ? La Cour répond indirectement à cette question en soulignant que, dans le cas de l’effacement industriel, les bénéficiaires ont été les industriels électro-intensifs (et non les agrégateurs).

Selon plusieurs acteurs du secteur avec qui nous nous sommes entretenus, le mécanisme n’a pas été amélioré car il permettait des « subventions déguisées » à l’industrie. Cette motivation constituerait un « secret de polichinelle ».

L’effacement des particuliers enrichit-il les agrégateurs ?

Existait-il un effet d’aubaine similaire pour l’effacement des particuliers ? Dans ce cas, il aurait surtout profité seulement à l’agrégateur, les particuliers n’étant pas rémunérés par les agrégateurs existants pour leur contribution.

Initialement, les appels d’offres entre clients professionnels et particuliers étaient séparés.

• Mais, à partir de 2022, un prix unique a été systématiquement appliqué, aligné sur la dernière offre du lot industriel.

• En 2021, aucune offre du lot domestique ne dépassait 16 000 euros par mégawatt, quand la dernière offre retenue du lot industriel atteignait 55 800 euros.

• À partir de 2022, les opérateurs pour clients particuliers se sont alors mis à proposer des prix proches du plafond : ils ont ainsi perçu, un tarif trois fois et demie supérieur à ce qu’ils demandaient au départ (55 800 € reçus contre 16 000 € demandés), relève la Cour des comptes.

Selon les experts interrogés, homogénéiser les enchères avec un prix unique répondait à la volonté de développer l’effacement diffus et aux exigences de non-discrimination entre acteurs économiques régulièrement défendues par la Commission européenne dans le cadre du contrôle des aides d’État et dans la régulation du marché de l’électricité. L’effacement est considéré comme un service qui doit être rémunéré à un même prix.

Mais la Cour des comptes pointe un problème supplémentaire : l’effacement diffus (c’est-à-dire, chez les particuliers) a aussi bénéficié d’un empilement d’aides publiques.

Initié dans le contexte du plan de sobriété à l’issue de la crise de 2022, le dispositif « Coup de pouce pilotage connecté du chauffage pièce par pièce », a subventionné l’installation de thermostats connectés (environ 500 € par logement pour 715 000 foyers) entre décembre 2023 et novembre 2024. Or, un agrégateur d’effacement peut installer un dispositif qui combine les deux fonctions, pilotage et effacement, et donc peut être rémunéré par les deux mécanismes.

La Cour a évalué la rentabilité de l’effacement diffus pour les acteurs économiques, en s’appuyant sur une estimation de l’administration du coût d’un boîtier installé facturé à 300 euros (auxquels s’ajoutent 30 euros par an de frais d’exploitation).

La subvention « Coup de pouce » (500 €) remboursait l’intégralité de l’investissement, alors que l’appel d’offres permettait déjà un retour sur investissement en trois ans et 45 % de rentabilité au bout de cinq. En ajoutant le coup de pouce, on atteint 90 % en cinq ans – et ce, précise-t-elle, même sous des hypothèses de coût défavorables.

Le « Coup de pouce » a été arrêté, en raison d’abus et de fraudes, mais il est possible que l’administration ait été préoccupée par un effet d’aubaine lié au cumul des deux instruments. En effet, elle n’a pas cherché à discriminer les fraudeurs et s’est contentée de ne pas le renouveler. Cette décision unilatérale pourrait confirmer l’hypothèse que cet empilement n’ait pas été identifié avant la mise en place.

Des capacités d’effacement « fantômes » ?

Reste une question plus dérangeante : les capacités d’effacement rémunérées existaient-elles vraiment ? De fait, les effacements réalisés sont très en deçà des puissances déclarées, souligne la Cour des comptes. Des tests de RTE réalisés avant 2018 affichaient un taux de fiabilité inférieur à 75 % de la capacité testée. Le rapport parle de capacités « fantômes »

Le rapport, qui s’appuie sur des données de RTE, révèle une astuce utilisée par de nombreux agrégateurs : tenus de déclarer le prix à partir duquel ils acceptent d’être activés, ils annoncent le plafond du marché de gros moins un euro – ce qui rend leur activation pratiquement impossible. Résultat : ils sont rémunérés pour constituer une capacité d’action tout en restant inactifs.

Les acteurs de l’effacement contestent cette accusation et soulignent que la période récente (depuis 2023) a également été marquée par des conditions économiques moins favorables à l’effacement.

Selon ces acteurs, la capacité d’effacement doit être pensée comme une assurance de dernier ressort, sollicitée uniquement lors des pics de consommation exceptionnels. Les agrégateurs d’effacement diffus, en effet, n’ont pas intérêt à activer massivement l’effacement à la hauteur des capacités valorisées dans le cadre de l’appel d’offres, car cela se traduirait par des pertes de confort importantes des consommateurs.

Cette stratégie est en partie incohérente avec une des motivations politiques du soutien à l’effacement : éviter le recours à des capacités de production supplémentaire.

La libre concurrence dispense-t-elle du contrôle de la rentabilité ?

Le Code de l’énergie impose pourtant à l’administration de veiller à ce que la rémunération des capitaux engagés par les lauréats « n’excède pas une rémunération normale des capitaux compte tenu des risques inhérents à ces activités ». Mais aucun contrôle de ce type n’a été mené, ni avant ni après.

L’administration a estimé que la mise en concurrence suffisait à écarter le risque de surcompensation. Cette position correspond à la doctrine européenne, qui tient la mise en concurrence pour une garantie suffisante de proportionnalité et n’exige pas de vérifier les coûts réels.

Ce n’est pas l’avis de la Cour des comptes, qui plaide en faveur d’un contrôle plus systématique. Elle critique donc la doctrine selon laquelle la concurrence dispense du contrôle. Cette doctrine n’est pas partagée au sein de l’État : l’Ademe qui, pour ses propres appels d’offres, demande aux candidats leur modèle économique et se réserve la possibilité de réduire la subvention a posteriori si les données économiques le justifient.

Dans ses réponses à nos questions, Voltalis, le principal agrégateur d’effacement, conteste ces arguments. Il explique que les coups de pouce ont permis de développer un nouveau service destiné aux consommateurs, qui comportait ses propres coûts d’investissement et de fonctionnement. Si la rentabilité de ses activités avait été à la hauteur des calculs de la Cour, des concurrents auraient probablement investi pour tirer parti des effets d’aubaine.

Dans nos entretiens, les experts soulignent que le faible attrait de cette activité tient davantage aux incertitudes des financements, et surtout du modèle économique, qui ressemble à celui des plates-formes de l’ubérisation, où d’importants coûts fixes doivent être investis pour concevoir et fiabiliser la plate-forme numérique, qui doit ensuite être amortie par un grand nombre de sites connecté.

Voltalis existe depuis 2010, mais elle a bénéficié de la crise énergétique de 2022, dont l’envolée spectaculaire des prix de l’électricité lui a permis d’engranger des gains hors normes sur le marché de gros, puis de financements pluriannuels en 2023 et 2024 particulièrement généreux. Elle possède un avantage de premier entrant qu’aucun concurrent ne peut égaler.

Quel avenir pour l’effacement ?

L’appel d’offres d’effacement (AOE) s’est éteint en 2026, remplacé par un mécanisme de capacité rénové, financé non plus par le budget de l’État, mais par une taxe assise sur la consommation d’électricité.

Ce nouveau cadre rassemble l’effacement, les batteries et les barrages au sein d’une même catégorie de capacité décarbonée. Des contrats sur plusieurs années peuvent soutenir les nouveaux projets, mais aucun contrôle ex post (après coup) des bénéfices réels des entreprises n’est prévu : l’État continue de s’en remettre entièrement au jeu de la concurrence pour limiter les surprofits.

En parallèle, les fournisseurs travaillent à des offres incitatives pour encourager les clients à déplacer leurs consommations dans le temps (décaler la charge de sa voiture électrique ou chauffer pendant les heures creuses), ce que l’on appelle la flexibilité explicite. Mais le modèle économique de leurs offres reste encore fragile et pourrait s’améliorer par une intégration du service d’effacement diffus.

Thomas Reverdy ne travaille pas, ne conseille pas, ne possède pas de parts, ne reçoit pas de fonds d'une organisation qui pourrait tirer profit de cet article, et n'a déclaré aucune autre affiliation que son organisme de recherche.

L’ESSENTIEL

• Les prix négatifs que peut momentanément connaître l’électricité sur certains marchés ne signifient pas qu’elle ne vaut plus rien.

• Au contraire, ils montrent que la création de valeur économique repose de plus en plus sur la capacité à apporter de la flexibilité au système.

• La valeur ne récompense plus seulement ceux qui produisent l’électricité, mais aussi ceux qui rendent possible son stockage, son pilotage ou une consommation plus flexible lorsqu’elle est disponible.

Pendant plus d’un siècle, les systèmes électriques ont été organisés autour d’une préoccupation centrale : produire suffisamment, en continu et pour éviter toute pénurie. Aujourd’hui, à certaines heures, le problème s’inverse. L’offre devient – temporairement – supérieure aux besoins, au point que certains acteurs acceptent de payer pour qu’une contrepartie consomme davantage ou réduise sa production.

À lire aussi : Effacement électrique : la Cour des comptes dénonce une politique coûteuse et inefficace

Le 21 juillet 2026, alors que le prix day-ahead (voir lexique en encadré ci-dessous) français s’établissait à 0 €/MWh en milieu de journée pour une moyenne journalière de 103 €/MWh, le marché intraday a connu une chute brutale en début d’après-midi, plusieurs acteurs de marché faisant état de transactions autour de -1 200 €/MWh. Ce phénomène n’est pas qu’une simple curiosité : il révèle une évolution des mécanismes qui créent la valeur sur les marchés de l’électricité.

Ce prix extrême ne s’est toutefois appliqué qu’aux transactions effectivement conclues à ce niveau de prix. En effet, sur le marché intraday, sur lequel les acteurs peuvent acheter et vendre de l’électricité au cours de la journée, toutes les transactions réalisées au même moment ne sont pas nécessairement conclues au même prix.

Ainsi, ce prix ne signifie ni que toute l’électricité consommée en France était valorisée à ce prix de – 1 200 €/MWh ni que les particuliers étaient directement rémunérés pour allumer leur chauffage.

Aujourd’hui, le phénomène n’est plus marginal. En 2025, la France a comptabilisé 513 heures de prix négatifs ou nuls, contre seulement 147 deux ans plus tôt, selon RTE. Ces épisodes restent toutefois concentrés sur certaines périodes, principalement entre avril et août, en milieu de journée, lorsque la production renouvelable est abondante et que la demande est relativement faible.

Le paradoxe économique des énergies renouvelables

Dans un système dominé par des moyens pilotables (centrales thermiques par exemple), la production peut être ajustée en fonction des besoins du système électrique. Avec le solaire et l’éolien, elle dépend davantage des conditions météorologiques que du niveau instantané de la demande.

Un nouveau parc solaire injecte de l’électricité au moment même où les autres installations photovoltaïques produisent également. Il contribue donc à faire baisser les prix précisément durant ses propres heures de fonctionnement.

Ce phénomène est connu sous le nom d’effet de cannibalisation : en augmentant sa part dans le mix électrique, une filière renouvelable contribue progressivement à diminuer la valeur de marché de sa propre production.

Ce mécanisme ne remet pas en cause l’intérêt des renouvelables. Il modifie cependant leur modèle économique : au-delà d’un certain niveau de développement, chaque mégawattheure supplémentaire tend à avoir une valeur de marché inférieure au précédent.

La multiplication des prix négatifs traduit un décalage croissant entre le rythme de développement des capacités de production et celui des moyens capables d’absorber leurs variations. En France, l’ampleur de ces épisodes dépend également des caractéristiques du mix électrique national, notamment de la capacité des moyens pilotables à moduler leur production. La météo déclenche l’épisode et la structure du système en détermine l’ampleur.

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Comment la rareté a changé de camp

Pendant des décennies, le défi consistait à produire suffisamment d’électricité pour répondre à une demande toujours croissante. Avec le développement des énergies renouvelables, l’enjeu se déplace progressivement : il ne s’agit plus seulement de produire de l’électricité, mais de savoir l’utiliser lorsqu’elle est disponible.

Stockage, pilotage de la demande, recharge intelligente des véhicules électriques, production d’hydrogène ou effacement de certaines consommations deviennent des éléments essentiels du fonctionnement du système électrique.

Pendant des décennies, la rareté concernait les mégawattheures disponibles. Demain, elle concernera de plus en plus notre capacité à les utiliser au bon moment. Le développement de nouveaux usages électriques (véhicules électriques, data centers, pompes à chaleur ou industries électro-intensives) contribuera également à mieux valoriser cette électricité lorsqu’elle est abondante.

Encore faudra-t-il que ces nouvelles consommations puissent, elles aussi, devenir suffisamment flexibles.

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Les batteries illustrent parfaitement cette transformation. Elles ne produisent pas d’électricité : elles déplacent l’énergie dans le temps et permettent d’en valoriser la disponibilité lorsque le système en a besoin.

Lorsqu’un opérateur les charge pendant une période de prix négatifs puis revend l’électricité quelques heures plus tard, il réalise un arbitrage financier. Il rend surtout un service au système électrique en absorbant temporairement les excédents de production avant de les restituer lorsque l’électricité retrouve davantage de valeur.

Les revenus tirés de cet arbitrage ne rémunèrent pas seulement une opération de marché. Ils rémunèrent le service de flexibilité rendu au système électrique. Celui-ci permet de mieux faire coïncider une production de plus en plus variable avec une consommation qui demeure largement rigide.

Car les prix négatifs ne signifient pas que le système produit durablement trop d’électricité. Ils révèlent surtout que le système électrique ne dispose pas encore d’assez de moyens pour adapter la consommation aux variations de la production.

Aujourd’hui, les capacités de stockage progressent rapidement, mais restent encore très inférieures à celles qui seront nécessaires pour accompagner le développement des énergies renouvelables, comme le montrent les différents scénarios de RTE à l’horizon 2050.

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La flexibilité, l’un des principaux goulots d’étranglement du système électrique européen

Cette évolution ne concerne pas uniquement la France. Selon think tank spécialisé dans les enjeux énergétiques Ember, la part des heures à prix négatif ou nul dans l’Union européenne est passée de 2 % en moyenne en 2023 à 4 % en 2024. L’Espagne, la Suisse ou encore la Grande-Bretagne connaissent également des progressions de ce genre d’épisode.

Cette évolution s’explique principalement par un seul et même mécanisme : les capacités renouvelables variables augmentent plus rapidement que les moyens de stockage, les usages flexibles, les réseaux et les interconnexions capables de les intégrer.

Les épisodes de prix négatifs ne constituent donc pas une singularité française. Ils sont l’une des manifestations économiques de la transformation du système électrique européen.

Apprendre à organiser l’abondance

Pendant plus d’un siècle, la question était simple : comment produire suffisamment d’électricité ? La transition énergétique nous oblige progressivement à répondre à la question inverse : que faire lorsque l’électricité devient abondante… mais seulement à certains moments ?

La révolution à accomplir n’est pas uniquement technologique : elle est aussi économique. La valeur ne se crée plus uniquement en produisant de l’électricité. Elle se crée, de plus en plus, en sachant quand la stocker, quand la consommer et comment apporter de la flexibilité au système.

Cette évolution interroge aussi les politiques publiques. Les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables ont été conçus à une époque où les épisodes de prix négatifs étaient beaucoup plus rares, voire inexistants.

Pour certaines installations, selon la date de mise en service et les modalités de leur contrat, ces mécanismes peuvent encore transférer vers la collectivité une partie du risque lié aux fluctuations du marché, même si les dispositifs les plus récents ont commencé à intégrer des incitations à limiter la production lors des épisodes prolongés de prix négatifs.

Les politiques énergétiques ne peuvent plus seulement encourager la construction de nouvelles capacités de production. Elles doivent également créer les incitations nécessaires au développement du stockage, de l’effacement, des réseaux et des consommations flexibles.

Les prix négatifs ne sont donc pas une anomalie appelée à disparaître. Ils annoncent une transformation plus profonde : la rareté a changé de camp. Dans le système électrique de demain, ce ne sera plus seulement la capacité à produire de l’électricité qui créera de la valeur, mais aussi la capacité à apporter de la flexibilité au système au moment où il en a besoin.

Sophie Méritet ne travaille pas, ne conseille pas, ne possède pas de parts, ne reçoit pas de fonds d'une organisation qui pourrait tirer profit de cet article, et n'a déclaré aucune autre affiliation que son organisme de recherche.