Insights d'août : que s'est-il passé sur les marchés de l'énergie ?
Analyse août : Le marché spot maintient sa stabilité tarifaire, mais la gestion des excédents est mise en péril par le retour violent des prix négatifs.
Kuartz
oct. 9, 2025
Le marché spot de l'énergie en août 2025 s'est inscrit dans une continuité de la stabilisation tarifaire observée au cours de l'été, prolongeant la tendance de modération initiée en juillet (59,61 €/MWh). Néanmoins, août 2025 s'est distingué de manière significative par la réapparition massive et profonde des prix négatifs, un phénomène qui avait pourtant été surmonté presque totalement en juillet.
L'analyse de ce mois met en lumière deux dynamiques opposées : d'une part, une maîtrise des prix moyens et des pics, confirmant la résilience du système face aux tensions habituelles ; d'autre part, un revers dans la gestion des excédents de production, indiquant qu'en période de demande modérée, l'équilibre entre une production potentiellement abondante (nucléaire et renouvelable) et la demande elle-même reste un défi majeur.
Prix SPOT et volatilité : un marché stable mais sous pression
Le prix SPOT, indicateur essentiel qui détermine le coût du MWh échangé à très court terme sur des places de marché telles que l’EPEX SPOT, confirme la tendance à la normalisation des prix.
Le Prix SPOT Moyen : Maintien de la Stabilité Tarifaire
Le prix EPEX SPOT moyen s’est établi à 55,30 €/MWh en août 2025.
Ce chiffre est en légère baisse de 7,48 % par rapport au prix moyen précédent de 59,77 €/MWh, un niveau qui était proche du prix spot moyen de juillet (59,61 €/MWh). Cette continuité tarifaire démontre que, structurellement, le marché a maintenu un coût du MWh modéré tout au long de l'été.
Ce chiffre est en légère baisse de 7,48 % par rapport au prix moyen précédent de 59,77 €/MWh, un niveau qui était proche du prix spot moyen de juillet (59,61 €/MWh). Cette continuité tarifaire démontre que, structurellement, le marché a maintenu un coût du MWh modéré tout au long de l'été.
La stabilisation des coûts est confirmée par le contexte historique :
- Le prix moyen d'août 2025 (55 €/MWh) était identique à celui d'août 2024 (55 €/MWh).
- Ce prix reste très éloigné des niveaux records atteints en août 2022 (492 €/MWh).
Cette stabilité s'explique par un ensemble de facteurs convergents, notamment la production soutenue, une demande modérée typique de la période estivale, et une meilleure gestion globale des déséquilibres potentiels.
Maîtrise des pics et volatilité contenue
Malgré les fluctuations quotidiennes, la gestion des prix extrêmes est restée efficace en août.
- Contrôle du prix maximum : Le prix EPEX SPOT maximum a été contenu, atteignant 155,10 €/MWh le 13 août 2025 à 20:00. Cela représente une diminution de 34 % par rapport au maximum précédent de 235,00 €/MWh, un signal fort d'une maîtrise des pics de prix.
- Volatilité maîtrisée : La volatilité, mesurée par le spread intra-journalier (l’écart entre les prix maximum et minimum quotidiens), est restée maîtrisée. L'écart de prix maximum enregistré a été de 151,93 €/MWh, ce qui représente une baisse de 10,35 % par rapport au spread maximal précédent (169,47 €/MWh), qui était le spread maximal de juillet.
Cette diminution du spread, malgré la présence de prix négatifs très profonds, indique que la gestion des déséquilibres et l'intégration des flexibilités (telles que l'effacement, le stockage et le pilotage intelligent) ont continué de jouer un rôle essentiel dans le lissage des fluctuations, assurant ainsi une prévisibilité bienvenue pour les acteurs du marché.
Le retour massif et profond des prix négatifs
L'élément le plus notable et le plus marquant du mois d'août 2025 est le retour en force des prix négatifs, phénomène qui contraste fortement avec la "quasi-disparition" de ce dernier en juillet, où seulement 0,8 % des heures étaient concernées. Les prix négatifs sont généralement synonymes d’un excédent brutal d’offre (production renouvelable élevée et demande basse).
L'explosion de la fréquence des heures négatives
La fréquence des excédents a bondi en août :
- Le nombre d'heures avec un prix négatif a atteint 62,00 h, soit une augmentation spectaculaire de 933,33 % par rapport aux 6,00 h enregistrées le mois précédent.
- Le pourcentage d’heures avec prix négatif a atteint 8,52 % du total, ce qui représente une augmentation de 992,95 % par rapport au 0,78 % de la période précédente.
Ce retour massif des heures négatives suggère que l'équilibre entre une production potentiellement abondante (nucléaire et renouvelable) et une demande modérée est redevenu un défi majeur en août. Bien que la flexibilité se soit renforcée, elle n'a pas suffi à absorber la totalité des surplus créés par la conjoncture.
Intensité et durée des épisodes négatifs
L'intensité du déséquilibre s'est également traduite par une chute plus marquée des prix minimaux :
- Le prix minimum a plongé à -50,29 €/MWh le 10 août 2025 à 14:00. Cette valeur minimale est bien plus profonde que celle enregistrée précédemment (-0,11 €/MWh).
- La moyenne de période avec prix négatif a augmenté de 72,22 % pour atteindre 5,17 h.
De plus, la période maximale d'un seul épisode de prix négatif a atteint 9,00 h.
Ce retour significatif et profond des prix négatifs met en évidence que le système, même en maintenant la stabilité du prix moyen, peine encore à gérer l'intégration des flux intermittents et des surplus, signalant une nécessité continue de renforcer la flexibilité.
Le dynamisme des renouvelables : disparité dans la valorisation économique
Le mois d'août a exposé des inégalités notables dans la valorisation des énergies renouvelables sur le marché spot, un aspect qui deviendra encore plus critique en septembre (où le prix de capture éolien s'effondrera à 27,50 €/MWh).
L'éolien : Une valorisation exceptionnelle, malgré une production en baisse
L'éolien a démontré une performance économique remarquable en août, réussissant à synchroniser efficacement son injection avec les besoins du marché.
Performance Économique (Valorisation) :
- Le prix de capture éolien a atteint 55,19 €/MWh.
- Ce prix est en augmentation de 6,21 % par rapport au prix précédent (51,97 €/MWh).
- Il est crucial de noter que ce prix de capture (55,19 €/MWh) est presque équivalent au prix SPOT moyen du mois (55,30 €/MWh).
- Le taux de capture éolien a atteint un niveau très élevé de 99,81 %, en hausse de 14,8 %.
Explication de l'excellente valorisation éolienne : Le fait que le taux de capture soit proche de 100 % et que le prix de capture soit quasi identique au prix SPOT moyen indique que l'énergie éolienne a été majoritairement injectée durant des heures de forte valorisation.
L'éolien a réussi à maximiser son revenu en août en produisant lorsque les prix étaient élevés, garantissant ainsi une excellente rentabilité économique.
Performance Physique (Production) :
Le facteur de charge éolien a reculé de 16,75 % pour s'établir à 14,67 % (contre 17,63 % auparavant).
Le taux de couverture éolien a également baissé à 10,53 %.
La conjugaison d'une production physique en recul avec une valorisation économique maximale suggère que les périodes de production éolienne n'ont pas coïncidé avec les périodes d'excédent massif observées en août, ou que cette production a été particulièrement bien gérée et écoulée vers des zones de demande.
Le solaire : dévaluation aiguë liée à la simultanéité
Le solaire, bien qu'affichant un facteur de charge plus élevé que l'éolien (18,67 %), a fait face à une forte dévaluation.
Performance économique :
• Le solaire a affiché un Prix de capture nettement inférieur à celui de l'éolien et du prix SPOT moyen, s’établissant à seulement 29,30 €/MWh.
• Cela représente une forte baisse de 29,92 % par rapport au prix précédent (41,81 €/MWh).
• Le Taux de capture solaire a chuté à 52,98 %, en baisse de 24,25 %.
• Le Facteur de charge solaire était de 18,67 %, et le Taux de couverture solaire a atteint 12,07 %.
Explication de la faible valorisation solaire : Cette mauvaise valorisation est directement liée à la simultanéité des productions solaires à l’échelle nationale. Lorsque toutes les installations injectent de l'électricité au même moment (typiquement autour de midi), l'offre sature le marché sur ces plages horaires, ce qui tend à faire baisser les prix spécifiques.
Le taux de capture à 52,98 % signifie que, pour près de la moitié des heures, le solaire a vendu son électricité à un prix nettement inférieur à la moyenne du marché.
Implications et leçons d'août 2025
Le mois d'août 2025 agit comme un signal d'alerte, démontrant que si la stabilité des prix est maintenue, la gestion des surplus d’énergie intermittente nécessite des efforts constants.
Le rôle essentiel de la flexibilité
Le retour massif des prix négatifs (62,00 h) démontre que l'équilibre entre une production potentiellement abondante et une demande modérée est redevenu un défi majeur.
• Nécessité du Renforcement : Bien que les sources indiquent que la flexibilité se soit renforcée, le nombre d’heures négatives et leur profondeur (-50,29 €/MWh) rappellent l'importance de renforcer la flexibilité, la digitalisation et l’intelligence des réseaux.
• Contraste Juillet/Août : La quasi-disparition des prix négatifs en juillet avait prouvé que l'intégration massive des renouvelables était compatible avec la stabilité tarifaire, à condition de disposer de la flexibilité nécessaire. Le mois d'août, malgré la poursuite de cette tendance de renforcement, a exposé la vulnérabilité du système face à des excédents massifs et profonds.
La stratégie de valorisation des producteurs
La disparité de valorisation entre l'éolien et le solaire est une leçon essentielle pour les acteurs des EnR.
L'éolien (taux de capture à 99,81 %) a prouvé qu'il était possible, grâce à une injection bien positionnée, de préserver la rentabilité économique des acteurs impliqués.
Le solaire (taux de capture à 52,98 %) illustre le piège de la simultanéité de production.
Cette situation incite fortement les développeurs de projets, les agrégateurs et les producteurs à affiner leurs stratégies de valorisation.
Cette configuration en août met clairement en lumière la nécessité continue de renforcer la flexibilité, la digitalisation et l’intelligence des réseaux pour garantir que l’intégration des renouvelables se fasse sans tension excessive sur le marché, afin de préserver la rentabilité des acteurs.
Cette configuration en août met clairement en lumière la nécessité continue de renforcer la flexibilité, la digitalisation et l’intelligence des réseaux pour garantir que l’intégration des renouvelables se fasse sans tension excessive sur le marché, afin de préserver la rentabilité des acteurs.
Conclusion
Le mois d’août 2025 a été un mois de paradoxe : il a confirmé la stabilité structurelle des prix moyens sur le marché spot, avec des prix maîtrisés et une volatilité contenue, mais il a simultanément marqué un revers important dans la gestion des excédents de production avec le retour massif et profond des prix négatifs.
Alors que l'éolien a maintenu une excellente valorisation (prix de capture très proche du prix spot moyen), le solaire a vu son prix de capture chuter considérablement. Cette configuration met en lumière que le principal défi du marché reste la nécessité continue de renforcer la flexibilité, la digitalisation et l’intelligence des réseaux afin de garantir que l’intégration des renouvelables se fasse sans tension excessive sur le marché, assurant à la fois la stabilité tarifaire pour les consommateurs et la rentabilité pour les producteurs.