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Claude
MistralLe réseau électrique français a connu 408 heures de prix négatifs sur le seul premier semestre 2026, contre 436 heures sur toute l’année 2025. En 2022, ce chiffre ne dépassait pas 4 heures. Cette accélération porte un nom : la duck curve. Elle a des conséquences directes sur les stratégies d’achat des entreprises.
A retenir :
- La France a enregistré 408 heures de prix négatifs au premier semestre 2026, un niveau déjà proche du record annuel de 2025.
- La réforme des heures creuses, entrée en vigueur le 1ᵉʳ novembre 2025, déplace une partie des heures creuses vers l’après-midi pour absorber le surplus solaire.
- La fin de l’ARENH au 31 décembre 2025 expose davantage les entreprises aux variations du marché, via le nouveau Versement Nucléaire Universel.
- Le stockage, l’effacement et l’écrêtement restent les trois leviers principaux pour atténuer la courbe.
Qu’est-ce que la duck curve ?
La duck curve désigne la courbe de la demande nette d’électricité, une fois retranchée la production solaire et éolienne. Elle porte ce nom car sa silhouette rappelle celle d’un canard : une tête haute le matin, un dos qui s’affaisse en milieu de journée, puis un cou qui remonte brusquement en soirée.
Le mécanisme se lit heure par heure. Le matin, la demande grimpe avec le réveil de l’activité économique, pendant que le solaire démarre à peine. En milieu de journée, la production photovoltaïque atteint son pic, alors que la consommation reste modérée. La demande nette s’effondre, ce qui forme le ventre creux du canard. En fin d’après-midi, le soleil décline au moment où l’activité et les usages domestiques repartent à la hausse. Le réseau doit alors mobiliser rapidement des moyens de production pilotables pour combler cet écart, ce qui dessine le cou du canard.
Le terme a été popularisé en 2013 par le gestionnaire de réseau californien CAISO1. La Californie affiche aujourd’hui plus de 46 GW de capacité solaire installée2, et reste souvent citée en référence, car elle a été l’une des premières à devoir gérer des volumes d’écrêtement solaire massifs pour éviter la saturation de son réseau.
Bon à savoir : plus la part du solaire augmente dans le mix électrique, plus le ventre du canard se creuse. Certains réseaux très solarisés évoquent désormais une « super duck curve », quand le creux devient si profond que la demande nette approche zéro, voire devient négative sur certaines heures.
Pourquoi la duck curve s’accentue-t-elle sur le réseau français ?
Ce phénomène, décrit pour la première fois en Californie, s’installe désormais durablement en France. Trois facteurs se combinent pour l’accentuer. Le parc nucléaire a retrouvé sa pleine disponibilité après la crise de corrosion sous contrainte de 2022. Les capacités solaires et éoliennes continuent leur progression. La consommation intérieure, elle, reste inférieure de 6 % à sa moyenne historique. Résultat : la France a exporté un volume record de 92,3 térawattheures (TWh) d’électricité en 2025, pour environ 5 milliards d’euros3.
Combien d’heures à prix négatifs le réseau a-t-il enregistrées depuis 2022 ?
| Période | Heures à prix négatifs | Part de la période |
|---|---|---|
| 2020 | 102 heures | 1,2 % |
| 2022 | 4 heures | moins de 0,1 % |
| 2023 | 147 heures | 1,7 % |
| 2024 | 352 heures | environ 4 % |
| 2025 | 436 heures | environ 5 % |
| 1ᵉʳ semestre 2026 | 408 heures | environ 9 % |
Qui décide d’arrêter la production pendant ces épisodes ?
La Commission de régulation de l’énergie (CRE) prépare un dispositif pour inciter les grands parcs solaires et éoliens sous contrat de soutien à suspendre leur production lorsque les prix deviennent négatifs. Cette mesure vise plus de la moitié des 69 GW de capacités renouvelables subventionnées en France. Elle est déjà en application : en juin 2025, les parcs éoliens en mer de Saint-Nazaire, Fécamp et Saint-Brieuc ont signé un avenant permettant d’interrompre tout ou partie de leur injection sur le réseau [7][12].
Quelles conséquences pour les entreprises consommatrices d’énergie ?
La majorité des entreprises françaises ne sont pas directement exposées aux prix spot. Elles achètent leur électricité via des contrats à moyen ou long terme, à prix fixe ou indexé sur les marchés à terme. Mais cette protection s’érode à mesure que deux évolutions réglementaires changent la donne.
Que change la fin de l’ARENH pour les acheteurs professionnels ?
L’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), qui garantissait un prix fixe de 42 €/MWh, s’est arrêté le 31 décembre 2025. Depuis le 1ᵉʳ janvier 2026, les entreprises achètent au prix de marché. Un nouveau mécanisme prend le relais : le Versement Nucléaire Universel (VNU). Si les prix de marché de l’électricité nucléaire dépassent un seuil estimé à environ 78 €/MWh en 2026, EDF reverse 50 % des revenus excédentaires aux consommateurs. En dessous de ce seuil, aucun versement n’est déclenché [9]. Les acheteurs professionnels doivent donc composer avec une volatilité qu’ils ne connaissaient pas jusqu’ici.
Que change la réforme des heures creuses du 1ᵉʳ novembre 2025 ?
Pilotée par la CRE, cette réforme répond directement au creux solaire de la duck curve. Elle déplace une partie des heures creuses, historiquement placées la nuit, vers l’après-midi, quand la production solaire est la plus abondante.
| Avant la réforme | Depuis le 1ᵉʳ novembre 2025 | |
|---|---|---|
| Positionnement des heures creuses | Essentiellement nocturne | Jusqu’à 3 heures en journée, entre 11h et 17h |
| Objectif | Lisser la pointe du soir | Absorber le surplus solaire de la mi-journée |
| Bénéficiaires potentiels | Ménages et sites en heures pleines/creuses classiques | Jusqu’à 13,1 millions de foyers, et les sites professionnels au tarif équivalent |
Pour une entreprise, ce changement ouvre une fenêtre pour décaler certains usages, comme la recharge de flottes de véhicules électriques ou le fonctionnement de process non contraints par les horaires d’activité, vers le milieu de journée.
Quel est l’impact sur la stabilité et les coûts du réseau ?
Le creux de la duck curve force les opérateurs à mobiliser rapidement des moyens de production pilotables en fin de journée, quand le solaire retombe et que la demande remonte. Cette rampe rapide augmente les coûts d’équilibrage supportés par l’ensemble du système, et donc, à terme, par le TURPE. Elle pose aussi la question de l’écrêtement, c’est-à-dire la réduction forcée de production solaire ou éolienne quand le réseau ne peut pas absorber le surplus, avec une perte économique pour les producteurs concernés.
Quelles solutions permettent de lisser la duck curve ?
Trois leviers structurent aujourd’hui les réponses apportées par les gestionnaires de réseau et les acteurs du marché.
Le stockage peut-il absorber le surplus solaire ?
Les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) stockent l’électricité produite en surplus en journée pour la restituer en soirée. En 2023, la capacité de stockage par batterie restait limitée à environ 0,5 GW en France, mais plusieurs projets de grande ampleur sont désormais engagés, notamment autour des STEP existantes.
L’effacement de la demande peut-il compenser le déséquilibre ?
L’effacement consiste à décaler volontairement une partie de la consommation vers les heures d’abondance. Pour une entreprise industrielle, cela concerne les process qui tolèrent un report, comme certaines opérations de refroidissement, de compression ou de recharge. Couplé à des outils de pilotage automatisé, ce levier permet d’absorber une partie du surplus renouvelable sans investissement lourd en stockage.
Faut-il écrêter la production solaire et éolienne ?
L’écrêtement reste une solution de dernier recours. Il limite ou interrompt temporairement l’injection solaire ou éolienne quand aucune autre solution n’est disponible. Le mécanisme préparé par la CRE va dans ce sens pour les grands parcs subventionnés. Cette approche réduit le gaspillage économique et environnemental, mais elle ne remplace pas une véritable flexibilité de la demande.
Comment une entreprise peut-elle adapter sa stratégie énergétique ?
L’exposition à la duck curve dépend largement du profil de consommation de l’entreprise. Un site avec un process continu, difficile à interrompre, n’a pas les mêmes marges de manœuvre qu’un site tertiaire dont l’activité suit les horaires de bureau.
| Profil d’entreprise | Marge de flexibilité | Levier prioritaire |
|---|---|---|
| Process industriel continu | Faible | Contrat à prix fixe, couverture sur les marchés à terme |
| Site tertiaire (bureaux, commerces) | Moyenne | Décalage des usages non critiques vers la mi-journée |
| Site avec flotte de véhicules électriques | Élevée | Recharge pilotée sur les nouvelles heures creuses de journée |
| Site avec autoconsommation solaire | Élevée | Autoconsommation renforcée, stockage local |
Un contrat à prix fixe protège des pics du soir, mais prive l’entreprise des opportunités liées aux heures d’abondance. Une exposition partielle au marché spot, via une offre à tarification dynamique, peut au contraire valoriser les heures à prix bas ou négatifs, à condition que l’activité tolère ce décalage. Le choix dépend donc moins d’une préférence générale que de la capacité réelle de l’entreprise à déplacer sa consommation.
FAQ sur la duck curve
Pourquoi la duck curve concerne-t-elle aussi les entreprises françaises, et pas seulement les particuliers ?
Les entreprises achètent une part croissante de leur électricité à des conditions liées au marché, notamment depuis la fin de l’ARENH. Le creux et la remontée de la duck curve influencent directement les prix auxquels elles s’approvisionnent, ainsi que les coûts de réseau qu’elles supportent via le TURPE.
Peut-on réduire durablement la duck curve grâce à la technologie ?
Le stockage par batterie et par STEP, combiné à l’effacement de la demande, réduit l’amplitude du phénomène sans l’éliminer complètement. Tant que la capacité de stockage reste limitée face au volume de production solaire installée, une partie du surplus continuera d’être écrêtée lors des journées les plus ensoleillées.
À quels changements faut-il s’attendre dans la gestion du réseau électrique d’ici 2030 ?
La capacité solaire installée en France devrait continuer sa progression rapide dans les prochaines années. Les mécanismes de suspension automatique des parcs subventionnés, la généralisation des tarifs dynamiques et l’essor du stockage devraient prendre une place croissante dans la gestion quotidienne du réseau.
Une entreprise peut-elle profiter des prix négatifs de l’électricité ?
Oui, mais seulement si elle a souscrit une offre à tarification dynamique, indexée sur le marché spot heure par heure. Dans ce cas, consommer pendant les épisodes de prix négatifs peut réduire la facture, voire générer un gain ponctuel. La majorité des entreprises, sous contrat à prix fixe ou indexé sur les marchés à terme, ne perçoivent pas cet effet directement.
- https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=56880
↩︎ - https://solartechonline.com/blog/what-is-the-duck-curve-solar-energy-guide/
↩︎ - https://www.sirenergies.com/en/article/negative-electricity-prices
↩︎ - https://www.economiematin.fr/prix-negatifs-electricite-explication-raisons-france-rte ↩︎
- https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/2024/241126_Note_Prix_negatifs.pdf
↩︎ - https://www.cre.fr/fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/2024/241126_Note_Prix_negatifs.pdf
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