Chute du prix SPOT et effet cannibale sur l'éolien : analyse marché énergie septembre 2025

Septembre 2025 aura été une vraie douche froide pour les marchés, mais pas nécessairement pour les températures. Après un mois d'août qui maintenait des niveaux de prix relativement soutenus, la rentrée marque une rupture brutale.

Si les consommateurs peuvent se réjouir d'une facture allégée sur le marché de gros, les producteurs, eux, font face à une réalité implacable : le retour des volumes ne garantit plus le revenu. Caractérisé par une chute significative du prix moyen et un effet de cannibalisation massif sur l'éolien, ce mois de septembre illustre parfaitement les défis de l'intégration des EnR dans un réseau saturé.

1. Prix SPOT : l'effondrement de la rentrée

Le premier indicateur qui saute aux yeux à la lecture des rapports mensuels est la dégringolade du prix de base.

Un prix moyen divisé par la météo

Le prix moyen de l'électricité s'est établi à 35€/MWh en septembre, contre 54€/MWh en août. C'est une baisse drastique de près de 35% en seulement trente jours.

Pour comprendre cette chute, il faut analyser la rencontre de deux phénomènes :

1. Une demande modérée : septembre est un mois d'intersaison. Ni climatisation, ni chauffage massif. La consommation est structurellement faible.
2. Une offre abondante : le retour des dépressions en France a relancé la filière éolienne, injectant massivement des MWh à coût marginal nul sur le réseau.

Ce prix de 35€/MWh est un signal "mou". Il témoigne d'un système où l'offre a souvent dépassé la demande sans difficulté. Cependant, en prenant du recul, on constate que le marché continue sa normalisation post-crise. Avec une moyenne annuelle 2025 lissée à 54€/MWh (très proche des 55€/MWh de 2024), nous sommes loin des sommets de 2022 (492€/MWh). La volatilité est toujours là, mais le niveau moyen est redevenu sain pour l'économie globale.

La persistance des prix négatifs

C'est le point de vigilance majeur pour les gestionnaires d'actifs. Malgré la baisse de l'ensoleillement (les jours raccourcissent), le nombre d'heures à prix négatifs reste très élevé : 57h en septembre (contre 66h en août).

Plus inquiétant encore, la profondeur de ces prix négatifs s'accentue. Le plancher a touché -53€/MWh (contre -50€ en août). Cela signifie que le réseau a connu des épisodes d’intense saturation, obligeant les acteurs à payer cher pour évacuer leur production. Avec une période maximale de 8h consécutives de prix négatifs, les actifs non flexibles ou mal pilotés ont subi de lourdes pénalités.

2. Filière éolienne : le piège de l'abondance

Si vous cherchiez une définition concrète de l'effet "cannibale", le mois de septembre 2025 en est l'exemple parfait.

Les volumes sont là...

Du point de vue production uniquement, l'éolien a fait son grand retour. Le facteur de charge a bondi à 20,94% (contre seulement 14,67% en août), permettant à la filière de couvrir 15,34% de la demande nationale. Le vent a soufflé et les turbines ont tourné.

... Mais la valeur s'est envolée

Cette production massive est arrivée de manière simultanée sur tout le territoire. Conséquence immédiate sur le Merit Order : l'offre éolienne a fait chuter le prix SPOT aux moments précis où elle produisait le plus.

Les chiffres sont particulièrement violents :

• Taux de capture : il s'effondre à 67,70%, alors qu'il frôlait la perfection en août (99,39%)
• Prix capturé : les parcs éoliens n'ont valorisé leur électricité qu'à 24€/MWh en moyenne

C'est moins de la moitié du prix capturé en août (54€/MWh). Le paradoxe est cruel : les producteurs ont produit beaucoup plus, pour gagner beaucoup moins.

3. Filière solaire : un repli stratégique

Du côté du photovoltaïque, la dynamique est inverse, déterminée par la saisonnalité.

Une baisse de régime naturelle

Sans surprise, le facteur de charge solaire recule, passant de 18,67% en août à 13,51% en septembre. Le soleil décline, les journées sont plus courtes et le taux de couverture en pâtit (8,71% contre 12,07% le mois précédent).

Une résistance relative sur les prix

Paradoxalement, en produisant moins, le solaire a "moins mal" subi le marché que l'éolien. Le taux de capture solaire a même légèrement progressé, passant de 51,43% à 56,76%.

Comment l'expliquer ? C'est une question de timing. Les heures de production solaire (milieu de journée) ont probablement moins coïncidé avec les pires creux de consommation ou les pics de production éolienne nocturnes qui ont fait baisser la moyenne globale. Toutefois, ne nous y trompons pas : avec un prix capturé de 21€/MWh (contre 28€ en août), la rentabilité du solaire reste très faible en cette période. La Duck Curve (l'effondrement des prix à midi) continue de faire effet, même si la production solaire diminue.

4. Volatilité et flexibilité

Dans ce tableau morose pour beaucoup de producteurs, où se trouve la valeur ? Elle réside dans l'écart.

L'écart de prix maximum sur le mois est resté stable et élevé : 148€/MWh. Entre un prix minimum de -53€ et un prix maximum de 133€/MWh, le marché offre des amplitudes colossales pour les actifs flexibles.

Les batteries de stockage et les centrales d'effacement pilotées par nos solutions ont pu tirer leur épingle du jeu. Acheter (ou se faire payer pour consommer) à -53€ et revendre quelques heures plus tard lors de la pointe du soir à plus de 100€ reste un modèle économique extrêmement pertinent. Le prix maximum, bien qu'en baisse par rapport à août (155€), montre que la tension reste palpable lors des pics de consommation du soir, moment où le solaire a disparu et où le vent peut faire défaut.

Conclusion

Le mois de septembre 2025 nous offre une leçon de stratégie :

• Pour les producteurs, ce mois démontre que la simple injection de MWh sur le réseau ne suffit plus à garantir la rentabilité. L'effondrement du taux de capture éolien (67%) face à la hausse des volumes doit inciter la filière à accélérer sur l'hybridation et le stockage.
• Pour les agrégateurs, la gestion des 57h de prix négatifs a été le principal défi du mois. La capacité à piloter une centrale à distance ou à stocker des surplus est devenue l'avantage compétitif n°1.

Alors que nous entrons tranquillement dans l'automne, la question pour octobre sera de savoir si la demande (en grande partie le chauffage) viendra absorber ce surplus d'offre éolienne, ou si nous continuerons à naviguer dans cette zone de turbulences où l'énergie est parfois trop abondante pour avoir de la valeur.