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Si vous lancez votre lave-linge à 19 heures plutôt qu’à 13 heures, vous consommez de l’électricité qui coûte en moyenne six fois plus cher sur le marché de gros. Ce n’est pas encore écrit en toutes lettres sur votre facture au tarif réglementé, mais c’est exactement ce qui pousse Enedis à basculer les heures creuses de 9,3 millions de foyers supplémentaires vers le milieu de journée, et ce qui rend l’autoconsommation solaire plus stratégique que jamais.
Selon l’observatoire publié par Storio Energy, entreprise spécialisée dans les batteries pour industriels, l’écart moyen journalier entre l’heure la moins chère et la plus chère a atteint 214 €/MWh en septembre 2026, un niveau qui n’avait plus été observé depuis 2022. Le prix moyen du mois s’établit à 143 €/MWh. Sur les neuf premiers mois de l’année, cet écart a bondi de 48 % par rapport à la même période de 2025.
Un écart record entre le pic solaire et la pointe du soir
Pour rendre ce phénomène concret, nous avons calculé à partir des données horaires publiées par Storio Energy le prix moyen de l’électricité sur le marché spot à différents moments de la journée, sur l’ensemble du mois de septembre.
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| Heure | Prix moyen spot (€/MWh) | Équivalent (c€/kWh, hors réseau et taxes) |
|---|---|---|
| 4 h | 141 | 14,1 |
| 8 h | 189 | 18,9 |
| 13 h | 36 | 3,6 |
| 19 h | 233 | 23,3 |
| 23 h | 178 | 17,8 |
Le constat est frappant : la nuit n’est plus le moment le moins cher. Ce sont désormais les heures du début d’après-midi, portées par la production photovoltaïque. Sur les 30 jours de septembre, le prix est tombé à zéro ou en négatif à 13 heures lors de 9 journées. Storio Energy recense d’ailleurs environ 800 heures à prix nul ou négatif depuis le début de 2026, un record.
Pourquoi le soir flambe pendant que le midi s’effondre
L’abondance solaire n’explique que la moitié du tableau. Selon Storio Energy, le prix du gaz a progressé d’environ 15 % entre août et septembre, et plusieurs moyens de production ont reculé par rapport à septembre 2025 : 3,7 GW de moins pour le nucléaire, 2,3 GW pour l’éolien et 1,5 GW pour l’hydraulique, en partie à cause de la sécheresse estivale. Le solaire progresse de 1,8 GW et le gaz de 1 GW, sans compenser totalement.
Résultat : quand le soleil se couche et que la consommation remonte, ce sont des centrales au gaz, plus coûteuses, qui fixent le prix. D’où des pointes du soir parfois supérieures à 300 €/MWh, quelques heures seulement après des prix nuls.
Ce que ça change sur votre facture
Rassurons d’abord les abonnés au tarif réglementé : votre facture ne suit pas le marché spot heure par heure. Le Tarif Bleu est construit sur des prix lissés et révisés périodiquement. Depuis le 1er août 2026, il s’établit à 21,42 c€/kWh en heures pleines et 15,89 c€/kWh en heures creuses (TTC). Seuls les clients ayant souscrit une offre à prix dynamique, indexée sur le marché de gros, ressentent directement ces variations.
En revanche, cette volatilité a des conséquences très concrètes à moyen terme. C’est elle qui justifie la réforme des heures creuses engagée dans le cadre du TURPE 7. Les foyers conservent 8 heures creuses par jour, dont au moins 5 la nuit entre 23 h et 7 h, complétées par un bloc pouvant atteindre 3 heures l’après-midi entre 11 h et 17 h du 1er avril au 31 octobre. Après une première vague de 1,7 million de clients achevée en juin 2026, la seconde vague concernera 9,3 millions de foyers de fin 2026 à l’automne 2027. Depuis le 1er août, l’option est même ouverte aux compteurs de 3 kVA.
Concrètement, un foyer qui déplace 1 000 kWh par an des heures pleines vers les heures creuses économise environ 55 € par an au tarif réglementé actuel. Encore faut-il programmer ses appareils sur les bons créneaux après la bascule.
Panneaux solaires : consommer à midi vaut bien plus que revendre
C’est pour les foyers équipés de panneaux solaires que l’écart pèse le plus. Depuis le 5 juin 2026, le rachat du surplus est fixé à 1,1 c€/kWh pour les nouveaux contrats et la prime à l’autoconsommation a disparu. Les installations dont la demande de raccordement a été validée avant cette date conservent l’ancien régime à 4 c€/kWh.
Pour un nouveau producteur, chaque kWh injecté sur le réseau à midi rapporte donc 1,1 centime, alors que ce même kWh racheté le soir en heures pleines coûte 21,42 centimes. Consommer sa production plutôt que la revendre rapporte près de 20 fois plus. Voici ce que peut représenter un déplacement de consommation vers les heures solaires.
| Usage déplacé en journée | kWh déplacés par an | Gain estimé par an | Si revendus au lieu d’être consommés |
|---|---|---|---|
| Lave-linge et lave-vaisselle programmés | 200 | 41 € | 2 € |
| Ballon d’eau chaude piloté | 500 | 102 € | 6 € |
| Recharge d’une voiture électrique (télétravail) | 500 | 102 € | 6 € |
| Total | 1 200 | environ 245 € | environ 13 € |
Dans ce contexte, le solaire résidentiel reste pleinement pertinent, mais sa rentabilité repose désormais sur le pilotage de la consommation : programmateurs, routeurs solaires pour le ballon d’eau chaude, recharge intelligente du véhicule électrique.
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Chez les industriels, cette volatilité fait déjà les comptes des batteries. Selon Storio Energy, une batterie de 1 MW / 2 MWh s’est chargée en septembre à 73 €/MWh en moyenne pour se décharger à 232 €/MWh, avec environ 1,5 cycle par jour. L’entreprise estime que l’écart de prix valorisable depuis janvier, 142 €/MWh, représente près de trois fois le coût actualisé du stockage, évalué à environ 50 €/MWh. « Septembre confirme que la volatilité s’installe durablement sur le marché électrique français », résume Jean-Yves Stephan, son cofondateur.
Pour un particulier, le calcul est différent : une batterie domestique n’arbitre pas sur le marché spot mais entre le tarif de rachat et le prix d’achat au fournisseur. L’écart de 20 centimes par kWh en sa faveur est réel, mais la rentabilité dépend du prix de la batterie, du profil de consommation et du surplus disponible. Elle mérite une étude au cas par cas avant tout achat.
