f97.beL’ATELIER D’ERIK SCHMIDT
← Tous les termes

Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Capture rate

Taux de capture Prix capturé valeur de marché facteur de valeur de marché énergie éolienne photovoltaïque marché de l'électricité Effet de cannibalisation

Le capture rate indique quelle part du prix moyen du marché une production d'électricité obtient avec son profil d'injection réel. Il peut s'agir d'une installation isolée, d'un portefeuille ou de toute une technologie. On considère toujours une période déterminée. À 100 pour cent, le prix moyen obtenu correspond exactement à la moyenne du marché. Si la valeur est inférieure, davantage d'électricité a été injectée à des moments où les prix étaient inférieurs à la moyenne. Si elle est supérieure, la production est plutôt intervenue à des moments de prix élevés. Cet indicateur dépend donc du moment de l'injection, et non de la quantité injectée.

Définition et calcul

On divise le capture price par le prix moyen simple du marché sur la même période. Le capture price est le prix moyen pondéré par la production. Pour cela, chaque mégawattheure produit est valorisé au prix de la période de négociation pendant laquelle il a été injecté. La somme de ces recettes est ensuite divisée par la quantité totale produite. Le capture price s'exprime en unité monétaire, par exemple en euros par mégawattheure ou en centimes par kilowattheure. Le capture rate, en revanche, est un rapport sans dimension, le plus souvent exprimé en pourcentage.

Un exemple simple : une installation photovoltaïque obtient en moyenne 50 euros par mégawattheure au cours d'un mois. Le prix moyen en bourse s'élève, ce même mois, à 70 euros par mégawattheure. Le capture rate est alors de 50 divisé par 70, soit environ 71 pour cent. Un exemple réel en Allemagne : pour 2025, les gestionnaires de réseau de transport ont publié une moyenne annuelle du prix du marché spot de 8,932 centimes par kilowattheure. La valeur de marché annuelle du solaire s'élevait à 4,508 centimes, celle de l'éolien terrestre à 7,441 centimes et celle de l'éolien en mer à 8,059 centimes. Il en résulte des capture rates d'environ 50 pour cent pour le solaire, 83 pour cent pour l'éolien terrestre et 90 pour cent pour l'éolien en mer.

Le prix de référence utilisé est souvent le prix day-ahead de la zone de dépôt des offres concernée. Il est répandu, mais ce n'est pas la seule référence possible. En Allemagne, les bourses de l'électricité déterminent désormais le prix spot de l'enchère de la veille par quarts d'heure. Le calcul légal de la valeur de marché fonctionne lui aussi par quarts d'heure. Une analyse devrait donc toujours indiquer la période, le marché et la résolution temporelle utilisés. Un capture price calculé à partir des prix day-ahead n'est en outre pas identique aux recettes réelles d'un exploitant. Celles-ci peuvent provenir de la commercialisation directe, de l'énergie de réglage, de contrats de fourniture à long terme ou de mécanismes de soutien. Le capture rate décrit d'abord uniquement une relation de prix sur le marché de l'électricité, et non le rendement économique complet d'une installation.

Distinction avec le capture price, la valeur de marché et le facteur de valeur de marché

Le capture price est une valeur absolue. Le capture rate le met en rapport avec la moyenne du marché. Il montre ainsi si un profil d'injection a été favorable ou défavorable sur le plan des prix. Dans le système de soutien allemand, la notion correspondante est celle de valeur de marché. Selon l'annexe 1 de l'EEG, la valeur de marché spécifique à la source d'énergie de l'électricité éolienne et solaire se calcule ainsi : le prix du marché spot de chaque quart d'heure est multiplié par la production extrapolée de la technologie. Les produits sont additionnés puis divisés par la quantité totale produite. Sur le plan méthodologique, cela correspond à un capture price valable pour l'ensemble de la technologie. Le facteur de valeur de marché met cette valeur de marché en rapport avec le prix moyen et correspond ainsi, pour l'essentiel, au capture rate. Dans les analyses internationales, on utilise le plus souvent le terme capture rate.

Une particularité du mode de calcul de l'EEG : il repose sur une extrapolation en ligne de la production à partir d'installations de référence mesurées. Les réductions de puissance (écrêtements) décidées par le gestionnaire de réseau ou intervenues dans le cadre de la commercialisation directe n'y sont expressément pas prises en compte. La valeur de marché officielle est donc une valeur de référence pour l'ensemble de la technologie. Ce n'est pas le capture price d'une installation concrète, dont l'emplacement, l'orientation et les réductions de puissance peuvent s'écarter de la moyenne.

Le capture rate n'est pas la même chose que le rendement annuel. Le rendement est une quantité d'énergie en kilowattheures ou en mégawattheures. Le capture rate, lui, évalue le moment auquel cette énergie est produite. Une installation techniquement très productive peut avoir un capture rate faible si elle injecte surtout pendant des périodes de prix bas. Inversement, un capture rate élevé ne dit rien sur la rentabilité d'une installation malgré des coûts d'investissement, de raccordement au réseau ou d'exploitation élevés. L'indicateur ne doit pas non plus être confondu avec le coût de production de l'électricité. Celui-ci décrit les coûts de production moyens sur la durée de vie. Pour porter un jugement sur la rentabilité, il faut considérer ensemble les recettes, les coûts, les règles de soutien, le financement et les risques.

Pourquoi le profil d'injection détermine la valeur de marché

Le capture rate est particulièrement important pour la production dépendante de la météo issue du photovoltaïque et de l'énergie éolienne. Ces installations ne produisent pas lorsque le prix est élevé, mais lorsque le soleil ou le vent sont disponibles. Avec peu d'installations, cela n'influence guère la formation des prix. Avec une part élevée d'installations similaires, elle se déplace en revanche.

Les installations photovoltaïques injectent en grande partie simultanément autour de midi. Si la demande n'augmente pas suffisamment à ces heures, si les stockages ne se chargent pas assez, si les consommateurs flexibles réagissent peu ou si les possibilités d'exportation sont limitées, le prix en bourse baisse. Il peut alors même glisser dans la zone des prix négatifs de l'électricité. L'électricité solaire est donc vendue précisément au moment où l'offre solaire supplémentaire fait baisser le prix. En Allemagne, cela se voit clairement : en 2025, le capture rate de l'électricité solaire n'atteignait qu'environ la moitié du prix spot moyen. En mai et en juin 2025, les valeurs de marché mensuelles du solaire étaient même inférieures à deux centimes par kilowattheure.

Pour l'énergie éolienne, un effet similaire apparaît lors de situations météorologiques très venteuses, lorsque de nombreux parcs éoliens produisent beaucoup d'électricité en même temps. Il est toutefois généralement plus faible que pour le photovoltaïque. Le vent se répartit davantage sur les heures du jour et les saisons, et les situations météorologiques agissent différemment selon les régions. Les capture rates nettement plus élevés de l'éolien terrestre et en mer en 2025 le montrent aussi. La question de fond reste la même : dans quelle mesure la production d'une technologie coïncide-t-elle avec des prix de marché bas ou élevés ?

Cette relation est souvent qualifiée d'effet de cannibalisation. Des installations supplémentaires avec un profil de production similaire peuvent réduire la valeur de marché des installations déjà existantes de la même technologie. Le capture rate rend cet effet mesurable. Il ne montre toutefois pas à lui seul dans quelle mesure un projet est touché sur le plan économique. Les recettes dépendent aussi des mécanismes de soutien, des opérations de couverture, de l'autoconsommation, de la qualité du site et de la stratégie de commercialisation.

Importance dans le système de soutien allemand

En Allemagne, la valeur de marché spécifique à la technologie détermine directement le montant de la prime de marché au titre de l'EEG. La prime de marché est la différence entre la valeur à appliquer et la valeur de marché. Si elle est négative sur le plan du calcul, elle est ramenée à zéro. La valeur de marché applicable dépend du parc d'installations. Pour les installations mises en service avant le 1er janvier 2023 ou ayant obtenu auparavant une attribution, la valeur de marché mensuelle s'applique en principe. Pour les autres installations, c'est la valeur de marché annuelle qui s'applique. Les installations plus anciennes qui recourent à l'option de délimitation ou à l'option forfaitaire visée à l'article 19, alinéa 3b ou 3c, sont également décomptées selon la valeur de marché annuelle. Les gestionnaires de réseau de transport publient les valeurs mensuelles jusqu'au dixième jour ouvrable du mois suivant et les valeurs annuelles jusqu'au dixième jour ouvrable de l'année suivante.

Le passage à la valeur de marché annuelle a des conséquences sur le risque. Avec un décompte mensuel, la prime de marché flottante compense les faibles valeurs d'été au sein du même mois. Avec un décompte annuel, ce n'est pas le cas : une installation qui injecte mieux que la moyenne de la technologie pendant les périodes de prix élevés peut en profiter. Une installation au profil moins favorable supporte en revanche davantage de risque de recettes. En outre, selon les règles de la loi dite Solarspitzengesetz introduites début 2025, les installations EEG plus récentes ne reçoivent aucun soutien pendant les périodes de prix négatifs. Cela renforce, pour ces installations, l'incitation à éviter ou à déplacer la production pendant les périodes de prix bas.

Pertinence pour les investissements, la flexibilité et la conception du marché

Pour les investisseurs, le capture rate montre si les recettes futures peuvent être estimées avec le prix moyen en bourse. Même pour les centrales pilotables, ce n'est qu'une approximation. Pour les installations dépendantes de la météo, elle peut toutefois fausser particulièrement fortement. Celui qui évalue des projets solaires ou éoliens uniquement avec des prix annuels moyens surestime peut-être les recettes si le profil d'injection tombe systématiquement pendant des périodes de prix bas.

Pour le système électrique, l'indicateur montre la valeur de la flexibilité. Les batteries de stockage peuvent absorber de l'électricité lorsque les prix sont bas et la restituer lorsqu'ils sont plus élevés. La demande flexible peut elle aussi mieux exploiter les heures de production à bas prix, par exemple grâce aux électrolyseurs, aux pompes à chaleur avec ballons tampons, au déplacement de charge industriel ou à la recharge intelligente des véhicules électriques. Le développement du réseau et une répartition géographique plus large des installations peuvent réduire les excédents simultanés ou mieux les répartir.

Le capture rate touche ainsi aussi à la question de savoir comment un marché de l'électricité comportant de fortes parts d'énergies renouvelables envoie des signaux d'investissement. Lorsque de très nombreuses installations produisent aux mêmes heures, leur valeur de marché baisse. Sans sources de recettes supplémentaires, instruments de soutien ou demande suffisamment flexible, cela peut freiner le développement. En même temps, la chute des prix est un signal pertinent : l'électricité est abondante à ces heures et devrait être utilisée, stockée ou transportée vers d'autres régions.

L'importance du capture rate pour un projet dépend de qui supporte quels risques. Avec la prime de marché flottante, le mécanisme de soutien prend en charge une partie du risque de valeur de marché. Pour les projets non soutenus ou les contrats d'achat d'électricité à long terme, un Power Purchase Agreement, le risque de profil est réparti entre l'exploitant de l'installation, l'acheteur et le commercialisateur. Pour les contrats pour différence, les mécanismes de capacité ou les appels d'offres spécifiques à une technologie, la situation est différente, car les recettes ne proviennent pas uniquement du prix de bourse à court terme. L'indicateur reste important, mais doit être replacé dans le cadre du marché et du régime de soutien concerné.

Interprétations erronées typiques

Un capture rate faible ne signifie pas qu'une technologie est mauvaise sur le plan technique ou inutile sur le plan macroéconomique. Il montre d'abord seulement que l'électricité est produite à des moments de prix bas. L'électricité solaire peut néanmoins être précieuse si elle remplace la production fossile, réduit le besoin d'importations ou couvre la charge en journée. La baisse de la valeur de marché montre toutefois que des installations supplémentaires au même profil, sans flexibilité d'accompagnement, obtiennent moins de recettes par kilowattheure.

Inversement, un capture rate élevé n'est pas une preuve complète de qualité. Une installation peut avoir un capture rate élevé parce qu'elle produit rarement, mais pendant des périodes de prix élevés. Si la quantité totale est faible ou si les coûts sont élevés, la rentabilité n'en découle pas. Sur de courtes périodes ou avec peu de données, l'indicateur peut fortement fluctuer. Quelques phases de prix élevés, une Dunkelflaute (période sans vent ni soleil) ou des heures de prix négatifs peuvent fausser considérablement les valeurs mensuelles.

Le mode de calcul de la moyenne modifie lui aussi le résultat. Celui qui calcule la moyenne de douze capture rates mensuels obtient une valeur différente de celle d'un calcul annuel pondéré par les quantités. Dans le calcul annuel, les mois d'été à forte production et à prix bas pèsent davantage. Pour l'électricité solaire en Allemagne, la moyenne simple des rapports mensuels a donné en 2025 environ 65 pour cent. Le rapport des valeurs annuelles officielles se situait en revanche à environ 50 pour cent. Les deux valeurs sont correctement calculées, mais répondent à des questions différentes.

Il faut être particulièrement prudent lorsque le prix moyen du marché est très bas, nul ou négatif. Comme le capture rate est un rapport, de petites variations du dénominateur peuvent alors provoquer de fortes oscillations. Avec un prix moyen proche de zéro ou inférieur, le pourcentage perd sa signification parlante. Le capture price absolu est alors souvent plus significatif.

Le capture rate n'est pas non plus une pure propriété de la technologie. Il dépend certes du profil de production, mais aussi de l'évolution de la demande, du parc de centrales, des prix des combustibles et du CO₂, des congestions du réseau, des stockages disponibles, des possibilités d'importation et d'exportation ainsi que des règles du marché. Un exemple : dans un système électrique avec une forte charge à midi, de grandes batteries de stockage et des réseaux robustes, le capture rate de l'électricité solaire peut être nettement différent de celui d'un système avec une demande rigide et des lignes limitées.

Les différences régionales ne doivent pas non plus être négligées. En Allemagne, un prix de bourse unique est formé pour l'ensemble de la zone de dépôt des offres, alors que les congestions du réseau surviennent de manière régionale. Un capture rate fondé sur le prix zonal ne montre donc pas si une installation soulage ou charge le réseau sur place. Le redispatching, l'écrêtement et les conditions de raccordement au réseau peuvent modifier les recettes réelles et les coûts du système sans que cela soit visible dans un simple calcul de capture rate. La valeur de marché officielle de l'EEG ne tient d'ailleurs délibérément pas compte des écrêtements lors de l'extrapolation.

Le capture rate rend visible la différence entre quantité d'énergie et valeur de marché. Il montre que le moment de l'injection devient économiquement d'autant plus important que la part de production dépendante de la météo est grande. Il n'explique cependant pas, à lui seul, la sécurité d'approvisionnement, les coûts globaux ou l'intégration technique des énergies renouvelables. Il ne devient significatif qu'associé aux profils de charge, aux options de flexibilité, aux conditions du réseau, aux règles de soutien et aux coûts d'investissement.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 16:55

© 2026 Erik Schmidt. All rights reserved. Quotations with a link to the source are welcome.