Des prix négatifs en milieu de journée, un pic à 313 €/MWh le soir, dépassant les niveaux hivernaux de cette même année. L'été est devenu la saison des extrêmes. Ce basculement s'est construit depuis plusieurs années, sous l'effet conjoint du développement solaire et de l'atténuation du risque hivernal.
L'hiver, un risque qui s'est atténué
Le mécanisme de capacité, l'EJP, le TEMPO ont été conçus pour le même risque : tenir les quelques dizaines d'heures les plus froides de l'année. Ce risque existe toujours, mais il s'est nettement atténué : consommation qui stagne, parc nucléaire qui retrouve de la disponibilité, ENR qui contribuent même en hiver.
Le signal le plus parlant est le ratio entre le prix spot des jours de tension (jours PP) et le prix moyen du mois. En 2017-2019, ce ratio atteignait régulièrement 1,5 à 2,0. Le 25 mars 2026, il tombait à 0,26, avec même des heures négatives : un jour officiellement "de tension" négocié à moins du tiers du prix moyen mensuel, reflétant un surplus solaire.
L'été, nouvelle saison de la volatilité
Le spread horaire journalier (écart max/min sur une journée) mesure le mieux la transformation en cours puisqu'il quantifie le coût de se tromper d'heure ou le gain d'un actif flexible à se moduler.
Jusqu'en 2022, ce spread était plus élevé en hiver. Depuis 2023, la tendance s'est inversée de façon structurelle : spread médian estival à ~105 €/MWh, contre ~85 €/MWh en hiver. Un écart de 20 €/MWh qui n'existait pas il y a trois ans.
Les mécanismes essayent de s'adapter
Quelques signaux montrent que le système commence à intégrer cette nouvelle réalité.
- Les heures creuses du TURPE sont en train d'être décalées pour mieux coller aux heures de surplus solaire, une reconnaissance implicite que le signal de flexibilité doit se déplacer.
- Les plages du mécanisme de capacité ont été modifiées pour ne plus prendre en compte le cœur de la plage solaire.
- En mai 2026, RTE a contractualisé pour la première fois de la réserve rapide à la baisse, payant des acteurs pour réduire leur production en surplus. Les prix atteints, supérieurs à ceux de la réserve à la hausse sur la même période, témoignent du besoin mais de la difficulté à faire émerger rapidement un nouveau produit de flexibilité.
Mais le système montre encore ses contradictions : certains jours, on efface de la production ENR en milieu de journée faute de flexibilité suffisante à la baisse tout en allumant des centrales à gaz quelques heures plus tard pour couvrir la pointe du soir. C'est le signe que la transition vers un système de modulation n'est pas achevée.
Pour gérer un portefeuille, finie la trêve estivale
Il y a cinq ans, gérer un portefeuille électrique revenait à surveiller l'hiver de près et l'été de loin. On se couvrait sur les produits peak hiver puis on gérait (ou subissait) les jours de tension. L'été, les prix étaient suffisamment stables pour ne pas constituer un risque majeur d'exposition.
Aujourd'hui ce risque est permanent et infra-journalier. Les jours les plus risqués peuvent être un mardi ensoleillé de mai, un jour férié printanier à forte production solaire et consommation atone, ou une soirée de canicule où la demande explose au moment où le solaire s'éteint.
Le problème central : ces risques horaires sont difficiles à hedger à l'avance. Les marchés à terme s'organisent autour de produits base et peak journaliers et la corrélation entre le spot horaire et les produits à terme disponibles s'est dégradée.
Là où un portefeuille était tendu quelques semaines par an en hiver, il est désormais exposé toute l'année, avec des pics de risque qui se déplacent vers l'été, et les jours fériés ensoleillés.
La flexibilité n'a pas abandonné l'hiver. Elle a colonisé toutes les saisons.
Article rédigé par : Anne-Sophie Arrou-Vignoud, responsable portefeuille chez Volterres