Ce scénario est hautement improbable chez nous pour énormément de raisons, mais je pense que RTE a demandé à la CRE cet ajustement pour avoir les outils nécessaires au cas où.

Au cas où, mais aussi je pense, comme j'ai déjà dit, pour d'autres raisons, plus financières. Les périodes de prix négatifs ont aussi un coût pour EDF, et ses centrales. Contrairement aux EnR, qui ont des contrats de "complément de rémunération" (ou même d'obligation d'achat), et qui sont payés même quand ils ne produisent pas, lorsque les prix du marché sont inférieurs au prix qu'on leur a garanti, pour EDF, nucléaire, hydraulique, gaz éventuellement, ce n'est pas le cas. Quand les prix sont négatifs, et qu'il est quand même obligé de produire (simplement déjà parce que cela coûterait trop cher d'arrêter et redémarrer ses centrales, c'est une perte sèche pour lui. Qui diminue donc ses revenus, et ses capacités financières futures à financer de nouveaux réacteurs (le seul avantage qu'ils ont, c'est la possibilité d'emprunter à taux bas avec la garantie de l’État, comme c'était déjà le cas dans les années 70, et semble-t-il dernièrement la possibilité d'emprunter sur les livets A).

Donc je vois cette décision de pouvoir demander aux réacteurs nucléaires de rester en ligne, même si ce n'est pas une nécessité absolue (mais une garantie quand même), de pouvoir en quelque sorte dédommager EDF des prix négatifs engendrés par les Enr, et surtout le photovoltaïque. Il sera ensuite facile pour RTE de dire qu'il a demandé à EDF de garder en ligne ses réacteurs, même s'il l'aurait fait de toute façon, pour ouvrir le droit à une rémunération. Et de demander aussi aux EnR, en particulier PV, de s'effacer davantage, pour éviter une trop forte modulation du nucléaire, et donc des problèmes d'usure, de coût de maintenance et de longévité des réacteurs.

Sans que cette aide puisse être  interdite par la commission européenne comme une subvention qui fausserait le marché.

Subventionner les installations nucléaires existantes pour qu'elles soient compétitives face au gaz/fioul ...

Je crois que ce n'est pas du tout le problème, c'est plutôt qu'à cause de la production massive par le solaire entre 10h et 16h, il y a surproduction à ces heures au printemps et en été, qui entraine des prix négatifs, faisant perdre de l'argent à EDF, qui ne peut même pas exporter en Europe, puisque le phénomène est général en Europe. Et qui l'oblige aussi à s'effacer et à à moduler fortement à la baisse sa production pour laisser sa place au solaire. Cette rémunération pour rester en ligne est donc plus une compensation pour limiter ces pertes. A ces moments là, le fioul et le gaz ne sont pas utilisés...

Les prix garantis au solaire et à l'éolien sont supérieurs aux coûts de production du nucléaire. Les prix pour couvrir les charges du nucléaire ont été estimés à environ 67 €/MWh pour le nucléaire par la CRE si je me souviens bien, les prix garantis pour le solaire et l'éolien sont souvent entre 120 et 180 €/MWh.

Je crois que ce n'est pas du tout le problème, c'est plutôt qu'à cause de la production massive par le solaire entre 10h et 16h, il y a surproduction à ces heures au printemps et en été, qui entraine des prix négatifs, faisant perdre de l'argent à EDF, qui ne peut même pas exporter en Europe, puisque le phénomène est général en Europe.

Encore une fois, ce sont juste les prix spot qui sont négatifs à un moment, donc ça n'est pas toute la production qui est vendue à perte, puisque la plus grosse partie est sous contrat long. Si des baisses de production  sont nécessaires, c'est juste parce qu'il y a surproduction, pas parce que les prix sont trop bas, bien que c'est vrai, c'est la surproduction européenne générale qui fait baisser le prix de la production marginale en spot, mais l'éolien quand il est là et l'hydraulique sont les premiers à réguler la production, comme le cos phi de déphasage courant/tension.
Comme dit par Simon, la rentabilité des centrales qui sont amorties est bonne, mais les pour EPR à venir, il est beaucoup moins certain produire à un prix compétitif par rapport aux renouvelables.
D'ailleurs, je vois qu'aujourd'hui on a produit beaucoup au gaz en complément du solaire, au lieu de relancer du nucléaire, ce qui n'est pas dans les habitudes, en même temps les prix spot français étaient éloignés des prix espagnols, alors que d'habitude, ils sont plus proches.

Encore une fois, ce sont juste les prix spot qui sont négatifs à un moment, donc ça n'est pas toute la production qui est vendue à perte, puisque la plus grosse partie est sous contrat long.

Je crois qu'il a été dit sur le forum que la part des contrats longs était de 90% de la production. Aujourd'hui, je suis tombé sur un article de RTE sur les prix négatifs, où cette part est précisée, c'est plus 75%. Et bien sûr, c'est une moyenne sur l'année et les heures de la journée, et il serait étonnant que 75% de la production au printemps, entre midi et 16h, où le solaire produit le plus, et les prix sont négatifs, soit achetée sur des contrats longs. Par contre, je veux bien croire, pour limiter les coûts, qu'aux heures de pointe, vers 7h le matin, et 20h le soir, notamment en hiver, plus de 90% de la production soit achetée sur des contrats longs.

Le marché spot, bien que très volatil, ne représente qu’environ 25 % des volumes échangés, la majorité des transactions étant contractualisée à l’avance et donc non soumises aux prix spot négatifs.

https://www.rte-france.com/bases-electricite/consommation-electricite/prix-negatifs-electricite

Dans ce contexte, pour limiter le coût pour l’État des subventions aux renouvelables, notamment le solaire, un projet de texte a été transmis par l'Etat au Conseil Supérieur de l’Énergie, prévoyant de baisser encore les tarifs de rachat OA EDF (Obligations d'Achat) des installations de 0 à 9 kWc à 1.1 ct le kWh, et même rien si les prix spot sont négatifs. En favorisant donc l'autoconsommation.

Les tarifs de rachat étaient encore de 12.6 ct/kWh en 2024, et avaient déjà été divisés par 3 en 2025, à 4 ct d'€ le kWh, et donc probablement 1.1 ct d'€ prochainement.
Mais il reste tout le "stock", les contrats sont de 20 ans, où les tarifs de rachat étaient à 12.6 ct d'€ le kWh...

Voir le site Révolution Énergétique :

Un centime le kilowattheure : bientôt, l'électricité de votre centrale solaire ne vaudra plus rien

Par Kevin CHAMPEAUPublié le 16 avril 2026

Si vous comptiez installer des panneaux solaires pour vendre votre production, sachez c’est plus que jamais un mauvais plan. Comme l’année dernière à la même période, le gouvernement envisage de réduire drastiquement le soutien aux petites centrales solaires, impactant directement les particuliers.

Ça bouge encore, du côté des aides de l’État concernant les petites installations solaires. Quelques semaines après que Roland Lescure et Maud Brégeon aient évoqué une modification du guichet ouvert pour les installations de moins de 100 kilowatts-crête (kWc), un texte vient d’être présenté au Conseil supérieur de l’énergie (CSE). Celui-ci prévoierait une énième baisse du tarif d’achat par EDF OA du surplus de production des petites installations solaires.

Actuellement, ce tarif est fixé à 0,04 €/kWh pour les installations comprises entre 0 et 9 kWc, et 0,047 €/kWh pour le segment 9 kWc – 100 kWc. Selon le texte en question, il pourrait tomber à 0,011 €/kWh pour toutes les installations de moins de 100 kWc, à condition que les prix de marché soient positifs. Rappelons qu’avant le 27 mars 2025, ce tarif était fixé à 0,1269 €/kWh pour les centrales de moins de 9 kWc. Cela représente une potentielle baisse totale de 91 % en à peine plus d’un an !

D’ailleurs, le texte prévoit également un tarif de soutien nul en cas de prix négatifs sur le marché, et même une suppression de la prime à l’autoconsommation ! Celle-ci est actuellement de 80 €/kWc installé pour les installations de moins de 9 kWc, alors qu’elle était, avant mars 2025, fixée entre 160 € et 210 € en fonction de la taille de la centrale.

https://www.revolution-energetique.com/actus/un-centime-le-kilowattheure-bientot-lelectricite-de-votre-centrale-solaire-ne-vaudra-plus-rien/

J'aurai compris que le gouvernement décide d'arrêter le soutien du PV au sol: ces centrales ont des coûts de réalisation bien plus faibles que leur équivalent en toiture, l'effet d'échelle est important, elles augmentent l'artificialisation des sols, ou à minima les conflits d'usage. De plus, vu leur structure, elles ont accès par le biais d'agrégateurs à des méthodes de valorisation économiques inaccessibles aux petites installations, et l'impact pour les finances de l'état est bien plus important étant donné les puissances installées.

Ceci dit, la majorité des aides publiques est conditionnée à un retour sur investissement économique pour l'état, à court terme tant que possible, pour minimiser leur coût.
Pour le PV, la condition sine qua non est de faire appel à la filière QualiPV / RGE: le particulier ne peut pas réaliser son installation lui-même s'il veut toucher les aides et est forcé de payer des frais d'installation exorbitants (entre 7 et 11k euros pour une 3kWc...). En retour, l'état collecte la TVA, des emplois sont créés et il y a de la croissance économique.

C'est le même principe dans beaucoup d'autres secteurs: pompes à chaleur, isolation, mais aussi garde d'enfants, entretien et réparation de vélos, etc.
Soutenir le développement du solaire en autoconso, c'est aussi la double peine pour l'état: d'une part l'aide publique augmente les charges, d'autre part elle réduit les recettes de TVA, CSPE, accsise et TURPE (puisque les volumes achetés par les particuliers diminuent).

C'est donc un calcul très court-termiste, mais avec une grosse partie de l'assemblée ouvertement pro business et opposée à la transition énergétique, je ne suis que... moyennement surpris. Souvenez vous du vote surprise à l'assemblée en janvier 2025 d'un moratoire sur le développement des ENR, qui n'était finalement pas passé. Mettez cela en rapport avec le nouveau coup de hache porté à la loi zéro artificialisation nette la semaine dernière. Ce n'est pas incohérent, c'est le retour en force d'une politique des années 2000.

Maintenant, le gouvernement sait aussi que les coûts du PV ont drastiquement chuté et que la vente des "kits" solaires explose. Il est facile pour un particulier d'investir 800 euros pour 1kWc et de le monter sur un carport, une toiture, un balcon ou une terrasse. Ce n'était pas le cas il y a 3 ans. La rentabilité économique se situe entre 3 et 5 ans.

Pour ne pas se tirer une balle dans le pied, le gouvernement serait bien inspiré d'investir sur le développement massif du stockage (ce que fait l'Espagne actuellement, d'ailleurs).
RTE appelle, comme le cite Alain, à un développement massif de la flexibilité, mais le marché de détail semble résister : d'un côté la CRE tarde à assouplir les règles sur les horaires HP/HC dynamiques et à clarifier la possibilité d'offrir des heures creuses non programmées un jour à l'avance, de l'autre ENEDIS et les fournisseurs d'énergie semblent ne pas comprendre qu'activer la chauffe de tous les cumulus du pays entre 21h et minuit est s'asseoir sur un levier de flexibilité important (à entre 1kW et 3kW la résistance par foyers, on est à plusieurs GW dispatchables sans impact sur le confort).

Il y a une chose de surprenant cette année, c'est que, comme aujourd'hui, l'Espagne et la Portugal limitent les prix négatifs autour de 0, alors que les autres pays européens sont souvent bien plus négatifs.

Pendant ce temps, l'Espagne et le Portugal étaient donc aux environs de 0, malgré une forte production de solaire, voir en dessous. On voit sur le dernier diagramme, sur l'évolution de la production selon les sources le long de la journée, que la production d'électricité nucléaire et au gaz a été constant, sans doute pour assurer la stabilité de la tension et de la fréquence.

Pendant cette journée, l'Espagne a remonté de l'eau dans ses barrages, et a exporté 10% de sa production au Portugal. Évidemment, ils n'ont pas exporté en France, où les prix étaient moins élevés.

https://demanda.ree.es/visiona/peninsula/demandaau/acumulada/2026-04-23

Plusieurs raisons (selon moi, peux me tromper, loin d'être un spécialiste de l'Espagne, tout ca):
- en cette saison, l'éolien et le solaire ont une certaine complémentarité. Le vent souffle plus la nuit, le matin et le soir, et moins en journée. Le PV fait l'inverse. Voir l'effet constructif à la fin de la cloche solaire.
- l'Espagne a plus de solaire, le Portugal plus d'éolien. L'Espagne peut donc exporter une partie de son PV au Portugal (et au Maroc) en journée.
- l'Espagne a relativement peu de nucléaire, qu'elle garde à un point de fonctionnement quasi-constant. Chez nous, la lente dynamique du nucléaire et les capacités installées nous tire une balle dans le pied.
- l'hydraulique joue un gros rôle, en remontant de l'eau en journée et suivant la charge aux pointes, tout comme chez nous.
- l'Espagne a fait un gros travail de flexibilisation de la demande (un peu dans la douleur pour certains consommateurs, semblerait-il): le profil de consommation y est très différent de celui de la France ou de l'Allemagne par exemple, notamment sans réduction drastique de la conso après midi, au moment du pic solaire,
- on entre dans la saison chaude, dans laquelle les besoins en climatisation s'alignent quasi-parfaitement sur la cloche solaire.

Il est possible aussi que REE ait ordonné à certaines centrales de rester hors service tant qu'elles ne seront pas en conformité avec le grid code et ses évolutions récentes, je n'en suis pas sûr.
Et enfin, au vu des cours du gaz, je suppose qu'une bonne partie de la capa CCG et TAC reste à l'arrêt en permanence chez eux.
Si on regarde un autre graphe https://demanda.ree.es/visiona/peninsula/demandaau/total/2026-04-23 , on voit que REE est plutôt bon dans ses prévisions entre besoin de génération et ce qui est réalisé.