Mai 2026 : canicule, prix négatifs, champs solaires. Trois symptômes d'une cohérence à reconstruire

Un mois de mai qui ne ressemble à aucun autre

Le 25 mai 2026, dix-huit départements de la moitié ouest de la France sont passés en vigilance jaune canicule, puis huit en vigilance orange dès le lendemain. [FE] Il s'agit, selon Météo-France, de la première alerte canicule du mois de mai depuis la création du dispositif de vigilance en 2004. La précédente canicule la plus précoce remontait au 16 juin 2022. [1][2]

Plusieurs dizaines de records mensuels ont été battus en vingt-quatre heures : 34,7 °C à Bergerac, 35 °C à Poitiers (effaçant un record de 33,6 °C qui datait de 1922), des valeurs comparables à Bordeaux, Niort et Nantes, et 37 °C dans le Pays basque. La température moyenne nationale a dépassé 24 °C le 25 mai, un seuil jamais franchi pour un mois de mai depuis le début des mesures continues, le précédent record remontant à 1944. [1][2][3]

Cette précocité importe pour deux raisons. D'abord parce qu'elle confirme une tendance désormais documentée par les bilans climatiques successifs de Météo-France : les vagues de chaleur s'allongent, s'intensifient et débordent les saisons. [LA] Ensuite parce qu'elle met sous projecteur, à un moment de l'année où la consommation électrique est faible, un système de production qui ne sait plus très bien comment se comporter quand le soleil donne fort et que la demande disponible ne suffit pas à absorber l'électricité produite.

Le paradoxe d'avril 2026 : du « zéro carbone » à zéro euro

L'observatoire des prix de l'électricité publié par Storio Energy à partir des cotations EPEX SPOT fait apparaître pour avril 2026 un constat rarement vu sur un marché européen mature. [FE] Quatre-vingt-dix pour cent des jours du mois ont enregistré au moins une heure à prix nul ou négatif sur le marché day-ahead français. Le pas horaire le plus bas du mois, mesuré entre 14h et 15h le dimanche 26 avril, s'est établi à -479 €/MWh, à proximité du plancher technique d'EPEX SPOT fixé à -500 €/MWh. Le prix moyen mensuel a été de 40 €/MWh, le spread moyen intra-journalier de 143 €/MWh, en hausse de 15 % sur un an. [4]

L'analyse comparée publiée par le cabinet Pexapark confirme la dynamique à l'échelle européenne : entre avril 2025 et avril 2026, le nombre d'heures à prix négatifs en France est passé de 90 à 139 ; la part de la production photovoltaïque française injectée pendant ces épisodes est passée de 29,2 % à 45,1 %. En Espagne, le mois de février 2026 a enregistré 148 heures à prix négatifs, contre aucune en février 2025. [5]

Ces chiffres ne décrivent pas un dérèglement passager mais une dynamique structurelle. [LA] La France a raccordé 5,9 GW de capacités photovoltaïques en 2025, portant son parc installé à 30,4 GW à fin décembre, soit plus que l'hydraulique (25,7 GW) pour la première fois. [6] La capacité solaire produit toute en même temps, autour du midi solaire, avec une saisonnalité marquée au printemps. Tant que la consommation ne suit pas, c'est-à-dire tant que l'électrification des usages (mobilité, chauffage, industrie) reste atone, les heures de surabondance se multiplient.

Sur le plan économique, la conséquence est connue mais rarement formulée crûment : la valeur capturée par chaque mégawattheure solaire diminue mécaniquement à mesure que le parc s'agrandit. C'est l'effet de cannibalisation, mécanisme causal documenté depuis plusieurs années. Les taux de capture du photovoltaïque chutent en France, en Allemagne, en Italie, en Pologne et en Espagne. [5] [INF] À cadre réglementaire constant, la viabilité financière des nouveaux projets repose donc moins sur le marché que sur les garanties publiques (obligation d'achat, complément de rémunération, contrats pour différence), c'est-à-dire sur le contribuable, ou sur l'apparition de débouchés nouveaux (stockage, électrolyse, climatisation pilotée) qui restent largement à construire.

Le nucléaire en variable d'ajustement

Le pendant industriel de cette dynamique se lit dans le rapport publié par EDF le 16 février 2026 sur la modulation du parc nucléaire. [7] [FE] En 2025, le volume de modulation nucléaire a atteint 33 TWh, soit environ 8,8 % de la production nucléaire annuelle d'EDF (373 TWh selon le Bilan électrique de RTE), un chiffre arrondi à 9 % par l'électricien dans sa communication officielle, contre environ 15 TWh en 2019. Le profil a changé de nature : historiquement placée la nuit ou le week-end, la modulation se concentre désormais en milieu de journée, au printemps et en été, en miroir de la courbe solaire européenne. [6][7]

EDF a chiffré officiellement à 50 millions d'euros par an le surcoût de cette flexibilité accrue, dont 30 millions au titre des contrôles supplémentaires sur les turbines (intervalle ramené de dix à six ans). [LA] Ce chiffrage demeure partiel. Il n'intègre pas l'usure accélérée du parc hydraulique pilotable : selon les déclarations de Catherine Bauby, directrice de la stratégie d'EDF, lors de la présentation du rapport, les dépenses de maintenance des stations de transfert d'énergie par pompage devraient être multipliées par 1,7 sur la période 2026-2030. Il n'intègre pas non plus les coûts du parc thermique combiné gaz, dont EDF indique que les cycles de démarrage et d'arrêt ont nettement augmenté ces dernières années, sans qu'un chiffrage public ait été communiqué à ce jour. Il ne couvre pas, enfin, le manque à gagner économique direct lié aux mégawattheures non vendus. [7][9]

EDF anticipe pour 2028, dans son scénario central publié en février 2026, un volume de modulation nucléaire de 42,5 TWh. [FE] Un scénario plus extrême, cité par la revue Connaissance des énergies à partir d'un document interne EDF non publié et conditionné à une consommation atone, évoque un volume pouvant atteindre 90 TWh par an à horizon 2030, soit près d'un quart de la production nucléaire annuelle. [9bis] [INF] Ces ordres de grandeur sont hypothétiques et indissociables du rythme d'électrification des usages : ils ne sont préoccupants que si la consommation ne décolle pas conformément aux trajectoires retenues par RTE.

Dans le même temps, les renouvelables intermittents écrêtent eux aussi leur production : 3 TWh en 2025 (1,6 TWh de solaire, 1,3 TWh d'éolien terrestre), un volume qui a doublé en un an selon le bilan électrique de RTE. [6] Le mécanisme de complément de rémunération et l'arrêté de fin 2025 incitent désormais financièrement les installations supérieures à 10 MW à réduire leur production lorsque les prix deviennent négatifs ; la Commission de régulation de l'énergie pousse à abaisser ce seuil à 10 MWc pour le solaire. [10] Les capacités éoliennes et solaires participant au mécanisme d'ajustement en temps réel ont été multipliées par près de dix au cours des douze derniers mois, atteignant 5,6 GW à la fin de l'année 2025. [6] Les exportations électriques françaises ont par ailleurs atteint un niveau record en 2025, mais elles butent de plus en plus souvent sur la saturation des réseaux voisins en milieu de journée, lorsque l'Allemagne, l'Espagn…