Le mécanisme repose sur le coût d'arrêt-redémarrage des centrales thermiques de base et l'absence de stockage massif.
Quand l'offre dépasse fortement la demande — beaucoup d'éolien et de PV produisant simultanément, peu de consommation (week-end, jour férié) — les producteurs thermiques de base (nucléaire, cogénération) préfèrent payer pour rester en marche plutôt que d'arrêter.
Le coût de redémarrage d'une centrale dépasse souvent le coût d'injecter à perte quelques heures. Sur l'enchère Day-Ahead, ces producteurs acceptent un prix négatif. Belpex peut tomber jusqu'à −100 €/MWh ou plus selon les jours.
Le phénomène s'intensifie au fil de la croissance renouvelable. Plusieurs centaines d'heures par an attendues à partir de 2026, concentrées sur :
Surplus PV national + conso industrielle faible → déclenche les pics négatifs midi.
Production offshore massive + faible conso → pics négatifs nuit, surtout en hiver.
Conso industrielle réduite → tout surplus renouvelable pousse le prix vers 0 ou en dessous.
Un prosumer équipé d'EMS peut transformer un prix négatif en double gain: être payé pour absorber l'énergie, puis la restituer ou la consommer plus tard à prix positif.