Selon un article de Bloomberg, le prix de gros de l’électricité sur le marché day-ahead en France pour le mois de septembre 2025 a plongé à un niveau qu’on n’avait plus observé depuis deux décennies pour ce mois.
Ce phénomène s’explique par une conjonction favorable de facteurs :
– Une production nucléaire élevée,
– Une excellente disponibilité des énergies renouvelables,
– Une demande modérée à l’entrée de la saison froide.
Ce contexte de surabondance a pesé à la baisse sur les prix, même si l’approche de l’hiver impose des incertitudes structurelles.
Bloomberg signale aussi que les contrats à terme (year-ahead) connaissent une baisse, avec des valeurs autour de ~ 55,25 €/MWh, un seuil bas pour cette échéance.
Les moteurs de l’abondance électrique en France
Le rôle central du nucléaire
La France dispose d’un parc nucléaire important, longtemps pilier de sa production électrique. Lorsque les réacteurs sont pleinement opérationnels, ils offrent une base stable et relativement prévisible pour l’approvisionnement. En septembre 2025, leur forte disponibilité a permis d’assurer une part majeure de la demande, limitant le recours à des moyens plus coûteux ou intermittents. On mentionne directement ce rôle clé du nucléaire dans la surabondance électrique.
Contribution des renouvelables
Les énergies intermittentes — solaire, éolien, hydraulique — ont complété l’offre. Leur production, lors de conditions favorables, a fourni un excédent qui s’est ajouté à la base nucléaire. Ce taux de couverture renouvelable élevé a contribué à écraser les prix sur les segments spot.
L’un des effets associés de cette dynamique est une multiplication des prix négatifs ou proches de zéro dans certaines plages horaires, phénomène déjà observé en France en 2025, notamment lors des pics solaires.
Une demande encore contenue
Septembre constitue une période intermédiaire : ni fort recours au chauffage électrique (pas encore de grand froid) ni besoin extrême de climatisation. Cette demande modérée a accentué le déséquilibre entre offre et demande. Le marché day-ahead, très sensible aux variations journalières, a subi les effets de cette offre abondante.
Les défis et risques attachés à ce contexte
Rentabilité réduite pour certains producteurs
Avec des prix de gros très bas, les marges des centrales flexibles (notamment fossiles ou à cycle de gaz) sont comprimées. Cela peut mettre en difficulté des acteurs du marché peu protégés ou peu optimisés pour cette concurrence.
Variabilité & fragilité face aux aléas
Si la situation est favorable en septembre, l’hiver impose des stress : pointes de consommation, pannes imprévues, conditions météo extrêmes. Tout incident sur une centrale nucléaire ou une baisse soudaine de la production renouvelable peut déstabiliser l’équilibre.
Risque de “surproduction” et de prix négatifs prolongés
Une offre constamment élevée face à une demande plus faible peut générer des périodes prolongées de prix très faibles, voire négatifs : c’est le cas où les producteurs paient pour injecter l’électricité sur le réseau. Cette configuration fragilise la stabilité économique du système électrique.
Arbitrage international et exportations
Avec un prix domestique faible, la France peut devenir un pourvoyeur net vers ses voisins. Cela crée des arbitrages entre marchés (export/import), influençant les prix régionaux et l’équilibre européen.
À l’approche de la saison froide, plusieurs trajectoires sont possibles : Si la demande monte progressivement et sans choc, le système pourrait absorber l’augmentation sans trop de heurts. Si un épisode de grand froid survient, ce qui est prévue par les métérologues, avec forte consommation, la marge d’ajustement sera faible. Le stockage (batteries, dispositifs flexibles) et la flexibilité de la demande deviennent des leviers essentiels pour amortir les variations intrajournalières.
Les acteurs du secteur devront surveiller les signaux de marché, renforcer leurs capacités de flexibilité, et anticiper les scénarios extrêmes.
Commentaire
Aucun commentaire pour l’instant. Soyez le premier à réagir !