L’Europe avance vers un marché électrique inédit, où le renouvelable devient peu à peu la nouvelle norme.
Mais derrière la promesse d’une électricité plus propre et moins chère, un autre défi se dessine : celui de l’équilibre du réseau et de la juste rémunération des producteurs.
L’électricité européenne bascule dans l’ère du renouvelable
Avec une capacité installée de 261 gigawatts en solaire et 225 gigawatts en éolien, l’Union européenne franchit un cap historique.
En 2025, près de la moitié de l’électricité produite (46,3 %) dans les pays de l’UE provenait de sources renouvelables, loin devant le fossile (28,6 %) et le nucléaire (25,1 %).
Cette évolution témoigne d’une mutation profonde du mix énergétique : moins de charbon et de gaz, plus de vent et de soleil. Une transition écologique qui s’accompagne cependant d’effets inattendus sur le marché.
Des prix de l’électricité de plus en plus volatils
La France illustre parfaitement ce tournant. En 2024, le pays a connu 361 heures à prix négatifs sur le marché de gros de l’électricité ;
en 2025, ce chiffre a grimpé à 368 heures. Autrement dit, pendant ces périodes, les producteurs paient pour injecter leur électricité sur le réseau, faute de demande suffisante.
[#EnR] L’augmentation des épisodes de prix négatifs sur les marchés spot de l’#électricité est le symptôme d’une sortie des énergies #fossiles trop lente souligne Alternatives économiques @AlterEco_
👉 https://t.co/CMfgWyYHHqLe nombre d’heures où le prix de marché de… pic.twitter.com/FyU6bu5aom
— France renouvelables (@f_renouvelables) January 23, 2025
Selon Édouard Lotz, analyste énergie chez Omnegy, cette situation est directement liée à la montée en puissance du solaire et de l’éolien.
Quand produire devient une perte
Ces prix négatifs ne profitent qu’à une poignée d’acteurs : les gros consommateurs industriels, capables d’adapter leur consommation en temps réel. Pour les producteurs d’énergie, c’est une tout autre histoire.
En 2025, la France a gaspillé 2 TWh d’électricité renouvelable au premier semestre, soit le double par rapport à 2024, en raison de pics de production d’énergie solaire et éolienne que le réseau ne parvient pas à absorber. Le solaire est particulièrement concerné, avec 1,2 TWh… https://t.co/cHKfRv9bAq
— Kâplan (@KaplanBen_Fr) August 2, 2025
- Les centrales renouvelables sont parfois forcées d’arrêter leur production lors de périodes de prix négatifs, notamment les éoliennes en mer depuis mai 2025.
- Cette contrainte entraîne une perte de revenus et remet en question la rentabilité des installations.
- L’État tente d’ajuster les contrats d’achat pour éviter les effets pervers, mais le déséquilibre persiste.
Trouver le bon équilibre pour l’avenir
Ces épisodes de prix négatifs deviendront plus fréquents à mesure que les capacités renouvelables augmenteront.
S’ils prouvent que le solaire et l’éolien peuvent couvrir une part croissante de la demande, ils soulignent aussi les failles de flexibilité du système électrique.
Pour stabiliser ce nouveau marché, plusieurs leviers s’imposent :
- Investir dans le stockage d’énergie pour lisser la production.
- Moderniser les réseaux électriques afin d’intégrer les variations du renouvelable.
- Repenser les modes de rémunération pour garantir la viabilité économique des producteurs.
Une transition à maîtriser
L’Europe entre dans une phase charnière : celle où la décarbonation devient une réalité industrielle. Mais le succès de cette révolution verte dépendra de sa capacité à combiner électricité propre, prix compétitifs et sécurité énergétique.
L’avenir du marché électrique européen se jouera autant dans les technologies de stockage que dans la solidarité entre États et acteurs du secteur. Car une énergie verte mais instable ne suffira pas à alimenter durablement le continent.
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