Avec la multiplication des épisodes de prix bas voire négatifs sur les marchés de l’électricité, le « capture-price » est désormais la référence pour évaluer la valeur générée par les actifs de production. Deux centrales identiques (type de centrale, puissance, profil de production similaire…), suivant leur capacité à capter les prix hauts, peuvent générer des revenus bien différents.

La volatilité des prix sur le marché de l’électricité est croissante et les passages à des valeurs négatives deviennent de plus en plus fréquents. Le modèle traditionnel de rémunération fondé sur le M0, soit le prix moyen mensuel, peut être dépassé. C’est le mode de rémunération – via l’agrégation ou dans le cadre du complément de rémunération – fixé sur la base d’un prix moyen mensuel. Comme le souligne la Commission de régulation de l’énergie (CRE), le M0 est surtout un « indicateur moyen de filière » qui donne une moyenne mensuelle mais efface des signaux de marché.

C’est ici qu’intervient le capture-price, un concept qui consiste à calculer le prix réellement « capturé » par une centrale, en pondérant avec les prix du marché la production horaire réelle de l’installation. KiloWattsol, par exemple, explique à PV Magazine recouper sa production réelle, avec les données météorologiques donc d’ensoleillement observées, avec les prix de marché. Les deux, à la granularité de 15 minutes.

L’exemple des centrales photovoltaïques montées sur suiveurs

Cet indicateur, le capture price, montre que deux centrales, même si elles ont la même puissance, le même profil de production, peuvent capturer des valeurs très différentes suivant si leurs profils de production sont ou pas synchronisés avec les heures de forte demande et/ou de prix élevés.

Dans une illustration donnée par KiloWattsol, une centrale fixe (fixed-tilt) reste proche du M0 tandis qu’une centrale équipée de trackers (qui suivent la trajectoire du soleil) surperforme quasiment toute l’année, avec un écart annuel pouvant atteindre + 3,6 euros le mégawattheure (€/MWh) selon les années.

Pour un actif photovoltaïque de taille significative, une différence de quelques €/MWh peut représenter des dizaines de milliers d’euros par an, avec des impacts directs sur la rentabilité. Le capture-price permet alors de négocier la part de marché dans des mécanismes de type CfD (contract for difference) ou encore d’optimiser le design d’une centrale selon sa géographie ou sa technologie

Une cannibalisation du capture price

En revanche, une étude d’Ecube montre une érosion des capture-prices des actifs renouvelables à moyen-long terme. D’où peut-elle venir ? Du phénomène appelé « cannibalisation » : plus la part des renouvelables augmente sur le réseau, plus elles génèrent elles-mêmes des creux de prix durant les pics de production, réduisant par la même occasion leur propre valorisation.

C’est ce qu’il se passera, par exemple, sur les revenus des batteries : elles exploitent le spread journalier (charger à prix bas et décharger à prix haut). Les prix bas remontent car elles achètent toutes en même temps et les prix sont ensuite moins hauts car elles revendent toutes à la fois et donc le spread se réduit (différence entre prix hauts et bas).

Sur le plan financier, le capture-price est regardé activement et pèse lourd dans les décisions des investisseurs, agrégateurs et prêteurs (banques, fonds…). Par exemple, un projet bien positionné (profil de production favorable) pourra sécuriser un meilleur prix lors de contrats de gré-à-gré (PPA) ou attirer des financements à des conditions plus avantageuses.

Le défi de synchroniser production et demande

Par ailleurs, les agrégateurs utilisent le capture-price pour estimer la valeur de marché potentielle d’une production à venir. Ils s’appuient sur des courbes de prix à terme horaires (HPFC, Hourly price forward curve) et des profils de production modélisés pour proposer des contrats aux producteurs.

Face à la cannibalisation entraînant l’érosion du capture-price, les énergéticiens explorent la flexibilité : (solaire + éolien, solaire + hydrogène) ou le report de production peuvent permettre de synchroniser davantage la production avec les périodes de prix élevés. En adaptant la production, avec l’aide de stockage selon les signaux du marché, les actifs peuvent atténuer la baisse de leur capture-price et ainsi rester plus performants que les autres actifs similaires.

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Le gestionnaire du réseau électrique français RTE s’apprête à publier de nouveaux scénarios de consommation 9 % inférieurs à ceux du bilan prévisionnel 2023, selon des informations révélées par Montel.

Dans un document préparatoire daté d’octobre et consulté par Montel, RTE s’apprête à réviser à la baisse ses projections de demande d’électricité à l’horizon 2030-2035. Les nouvelles estimations seraient 9 % inférieures aux précédentes. Le directeur de la prospective de RTE, Thomas Veyrenc, prévenait : « les prochains mois seront cruciaux ».

Le gestionnaire du réseau table désormais sur une demande comprise entre 470 et 510 TWh en 2030 puis 505 à 580 TWh en 2035. RTE constate donc un ralentissement de l’électrification à la fois conjoncturel et structurel.

L’efficacité et la sobriété compenseraient l’électrification

Pour construire ce nouveau scénario, RTE s’appuie sur deux trajectoires distinctes, une basse et une haute. La trajectoire basse décrit une France confrontée à une situation économique dégradée peinant à atteindre ses objectifs climatiques.

Dans ce scénario, seuls 6 millions de véhicules électriques circuleraient en 2030 tandis que la puissance installée des électrolyseurs plafonnerait à 1 GW. L’électrification industrielle progresserait faiblement (1,5 GW) et les centres de données représenteraient 2,4 GW de demande.

9 millions de voitures électriques en 2030 ?

La trajectoire haute, elle, correspond à un pays parvenant à respecter les objectifs européens de décarbonation tout en relançant ses industries. Elle prévoit 9 millions de véhicules électriques en 2030, 2,9 GW d’électrolyseurs, 3,4 GW d’électrification industrielle et 4,3 GW de consommation liée aux data centers. Attention tout de même à la concrétisation de ces projets, elle n’est pas au rendez-vous aujourd’hui.

Fait notable : dans tous les cas, la consommation des bâtiments stagnera, estime RTE. Les gains d’efficacité énergétique dans le résidentiel et le tertiaire compenseraient globalement la hausse attendue du chauffage électrique et du numérique.

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En Écosse, la batterie géante Blackhillock est active depuis le printemps 2025. Avec une puissance de 200 MW et 400 MWh de stockage, appelés à évoluer, elle contribue déjà à stabiliser le réseau électrique.

Le projet de Blackhillock, opéré par Zenobē, est situé entre Inverness et Aberdeen. C’est un nœud écossais stratégiquement placé, proche de trois énormes parcs éoliens offshore : Viking (443 MW), Moray East (950 MW) et Beatrice (588 MW). La première phase de développement de la batterie, lancée en mars dernier, déploie 200 MW pour deux heures de capacité de stockage. Une seconde phase ajoutera 100 MW et 200 MWh d’ici 2026, pour un total visé de 300 MW / 600 MWh. C’est gigantesque à l’échelle du pays.

Blackhillock joue un rôle actif dans la stabilité du réseau. Grâce à une technologie d’onduleurs grid-forming fournies par SMA, la batterie est capable de délivrer de l’inertie (capacité du système à amortir sans délai les variations de fréquence) synthétique, traditionnellement assurée par les machines tournantes (centrales à gaz notamment). Elles sont progressivement démantelées.

La batterie a déjà aidé lors d’une perte de production significative

Cette gigantesque réserve de stabilité a été acquise dans le cadre d’un appel d’offres Stability Pathfinder 2, lancé par l’opérateur de système national (NESO). Selon les chiffres du développeur, le site devrait générer plus de 170 millions de livres d’économies pour les consommateurs sur 15 ans, en évitant le recours à certaines centrales à gaz.

SMA, fabricant d’onduleurs, explique avoir eu certains défis comme la validation technique avec National Grid ESO (homologue de RTE), le réglage et pilotage des onduleurs. L’onduleur, piloté en mode grid forming avec inertie, a pour mission d’injecter sa puissance instantanément lorsque la baisse de fréquence s’accélère, pour limiter cette variation. Ils ont pu contribuer à stabiliser la baisse de fréquence le 14 mars 2025 à la suite d’une perte instantanée de 1877 MW de production.

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Puisque le prix spot baisse actuellement, le budget de l’Etat alloué aux énergies renouvelables augmente mécaniquement. Cela vient des contrats pour difference signés lorsque les prix étaient « raisonnablement » bas, ce qui n’est plus le cas aujourd’hui.

Un contrat pour différence (CfD en anglais) lie les producteurs d’énergies renouvelables à l’État : un prix plancher est fixé pour l’électricité produite, généralement sur 15 à 20 ans, et une régulation financière. Deux cas se présentent alors : si le prix spot est plus bas que ce tarif garanti, l’État verse l’écart au producteur. S’il est plus haut, les producteurs remboursent la différence. Ce modèle, initialement conçu pour sécuriser les revenus des investisseurs, pèse de plus en plus lourd sur le budget de l’État à mesure que les prix observés sur le marché baissent.

Selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE), la baisse des cours de gros a porté à 10,9 milliards d’euros les charges de service public de l’énergie (CSPE) pour 2025, dont 9,7 milliards à la charge de l’État. Et cette tendance baissière (haussière pour l’Etat) est amené à se poursuivre. Dans une délibération, la CRE avertissait déjà qu’une hypothèse de prix faibles et très volatils « induira un coût de soutien supérieur au titre de 2026 par rapport à 2025 ». Elle recommande ainsi de réviser le calibrage du prix de marché de référence M0 et d’ajuster la prime en cas de prix négatifs, pour mieux intégrer les ENR au marché.

Dans l’autre sens, les ENR rapportent à l’État

Malgré ces risques, ce système de soutien était vanté par ses défenseurs lors des prix hauts observes ces dernières années. France Renouvelables rappelle que la crise énergétique de 2022-2023 avait permius de reverser à l’Etat plus de 5,5 milliards d’euros.

La CRE, pour varier des CfD, rappelle qu’existent les PPA (Power Purchase Agreements), des contrats privés entre producteurs et acheteurs sans intervention directe de l’État. La Commission européenne, dans sa réforme du marché de l’électricité en 2022, vantait déjà ce type de contrat qui n’est pas nouveau.

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Pour la cinquième journée nationale contre la précarité énergétique, organisée le 18 novembre 2025, associations, collectivités et énergéticiens alertent sur l’installation des températures froides et, avec elles, la précarité énergétique qui s’accentue. Revue de presse des actions qui ont eu lieu et du constat.

La Banque des Territoires rappelait, hier, l’ampleur de la précarité énergétique en France. Elle s’amplifie année après année avec « 35 % des Français qui déclarent avoir eu froid chez eux l’hiver dernier ». C’est le double d’il y a cinq ans.

À l’échelle régionale, l’Est Républicain relayait les derniers chiffres de l’Insee : 518 000 ménages du Grand Est seraient vulnérables du fait de revenus modestes ou d’un parc immobilier vieillissant et peu isolé. Cette dégradation se traduit aussi par des comportements extrêmes. D’après Ouest-France, la privation de chauffage (un arbitrage subi par des ménages pour limiter leurs factures) a plus que doublé en six ans alors que la crise des prix de l’énergie ne s’est pas encore tassée.

Les témoignages relayés par France Bleu Normandie donnent un visage concret à la précarité énergétique. Invité de la matinale, un responsable d’association décrivait des habitants « qui restent habillés chez eux comme s’ils étaient dehors », faute de pouvoir chauffer leur logement sans s’endetter.

Une lettre ouverte pour alerter l’Etat

L’Union française de l’électricité (UFE) et dix associations de consommateurs ont publié une lettre ouverte, le 18 novembre. Ils alertent sur l’« urgence à renforcer l’accompagnement des ménages modestes et très modestes », rappelant que 10 % de la population, soit plus de 3 millions de ménages, est actuellement en situation de précarité énergétique.

Ils pointent un paradoxe politique : alors que les prix de l’énergie restent élevés, le chèque énergie n’a, lui, pas évolué depuis 2019. Il s’adresse donc mécaniquement à « une part de plus en plus réduite de la facture énergétique des ménages pour leur logement ». Ils dénoncent aussi un plafond d’éligibilité devenu inférieur au seuil de pauvreté, excluant une partie des foyers pauvres.

MaPrimeRénov n’est plus efficace

La lettre alerte également sur les effets collatéraux de la réforme du dispositif : la diminution du nombre de bénéficiaires identifiés automatiquement et un risque accru de non-recours, désormais conditionné à une déclaration volontaire sur plateforme. Le signal le plus politique pourrait concerner MaPrimeRénov’ : les associations s’inquiètent particulièrement de la baisse annoncée de son enveloppe dans le projet de loi de finances 2026. Une coupe qui « freinerait les rénovations », pourtant indispensables pour réduire les factures des ménages modestes et, avec elles, les émissions de gaz à effet de serre.

Elles appellent à un plan national massif pour la rénovation des logements des ménages modestes, visant à lever les obstacles actuels : reste à charge trop élevé, complexité administrative, manque d’incitations pour les bailleurs.

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Pour soutenir son industrie électro-intensive en crise, l’Allemagne instaure un prix subventionné de l’électricité. Entre 2026 et 2028, ils paieront 5 centimes d’euro le kilowattheure (c€/kWh), une mesure estimée à plusieurs milliards d’euros par an.

Face à des coûts élevés de l’électricité par rapport à ses voisins européens, Berlin a décidé de mettre la main au portefeuille. Le chancelier Friedrich Merz a annoncé, le 13 novembre, un tarif d’électricité pour les industriels fixé à 5 centimes d’euro par kilowattheure de 2026 à 2028. La mesure vise à soutenir les plus électrointensifs (chimie, métallurgie, ciment, verre, plastiques, batteries et semi-conducteurs) afin de les aider à contenir leurs factures et rendre le pays attractif pour son coût de l’électricité.

L’Allemagne utilise ainsi une disposition européenne prévoyant d’octroyer des aides à hauteur de maximum 50 % du prix de l’électricité de gros, dans la limite de 50 % de la consommation annuelle de l’entreprise.

L’électricité industrielle largement subventionnée

En 2024, selon l’agence allemande des réseaux, le prix moyen de l’électricité pour l’industrie allemande atteignait 16,77 c€/kWh tandis que certaines entreprises bénéficiaient de tarifs réduits à 10,47 c€/kWh. La subvention représente un soutien public estimé entre 3 et 5 milliards d’euros par an. Selon le chancelier, les discussions avec la Commission européenne sont « en grande partie terminées » et Bruxelles doit encore vérifier que l’aide respecte le cadre européen d’aides d’État et les obligations de décarbonation.

Parallèlement, l’Allemagne annonce le lancement d’un appel d’offres pour construire jusqu’à 10 gigawatts (GW) de centrales à gaz d’ici 2032, capables aussi de fonctionner à l’hydrogène à terme, ainsi que la réduction de certaines taxes sur l’électricité et le stockage de gaz. Ces mesures constituent une partie seulement de l’ambition initiale de l’accord de coalition qui prévoyait jusqu’à 20 GW de nouvelles capacités. Cette annonce intervient à un moment où la chimie et l’automobile, des piliers historiques de l’industrie allemande, sont particulièrement en difficulté.

Une industrie en berne

La production chimique au troisième trimestre 2025 a par exemple chuté à son niveau de 1995. Face à la concurrence internationale, les entreprises baissent leurs prix tout en peinant à remplir leurs carnets de commandes, ce qui fait tomber le taux d’utilisation des capacités à 70 %. Un niveau bien en dessous de la moyenne décennale de 81 %, insuffisant pour assurer la rentabilité des installations.

Les bénéfices cumulés de Volkswagen, BMW et Mercedes-Benz ont dégringolé de 46 % au cours des neuf premiers mois de 2025. Les électro-intensifs français ne sont pas en reste. Ils bénéficient d’aides similaires : réduction de l’accise (une taxe sur les volumes consommés), réduction des tarifs de réseau, l’Arenh (qui prendra fin à la fin de l’année).

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Plus de production fossile, moins d’exportations, des prix en hausse et plus de consommation : la vague de froid qui s’installe en France modifie le mix électrique français. Zoom sur les courbes Eco2mix, l’outil du gestionnaire du réseau électrique national RTE pour visualiser ces données.

Depuis le début de la semaine, la vague de froid gagne progressivement le pays. Alors que notre mix électrique est thermosensible, -1 °C de température extérieure entraîne l’augmentation de la consommation d’environ 2 400 mégawatts (MW), les perturbations sont directement visibles.

Il n’y a qu’à ouvrir Eco2mix, l’outil de RTE pour visualiser les productions filière par filière, la consommation et les données de marché pour constater l’impact de la vague de froid. On constate des exportations divisées par deux, un parc nucléaire à + 5 GW, l’hydroélectricité qui atteint son pic à près de 15 GW mardi à 18 h, couvrant 20 % de la demande et le retour d’une bande de plus de 5 GW de gaz (contre 1 GW avant la période de froid).

Retour des jours Tempo blancs et rouges

Le premier jour blanc Tempo de la saison a été activé pour le 20 novembre et le premier jour rouge pourrait être déclenché avant la fin de la semaine selon des prévisions non officielles. La demande en électricité grimpe donc au fur et à mesure que le froid s’installe. Le pic de consommation vendredi dernier se situait aux alentours de 55 GW.

Le week-end n’étant pas significatif du point de vue de la consommation, elle a difficilement établi son plus haut à 50 GW, celle de lundi a en revanche grimpé à 62 GW avant un nouveau pic à 66 GW ce mardi. + 10 GW en quelques jours, l’équivalent de 10 réacteurs nucléaires.

Explosion des prix avec le froid

Avec la consommation qui augmente, c’est le merit order (ordre de mérite, la dernière centrale sollicitée pour produire fixe le prix du marché) qui explose. En France, les prix dépassaient péniblement les 50 euros du mégawattheure (€/MWh) jeudi et vendredi dernier. Des pics à 120 €/MWh lundi puis 140 €/MWh mardi étaient atteints dans toute l’Europe, y compris en France.

L’Allemagne n’a, quant à elle, pas subi de hausse des prix. Ses prix de marché, déjà bien plus hauts que la France, sont restés constants. Le pays est peu thermosensible, largement chauffé au gaz fossile.

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