Capture price solaire — Europe
Quand un parc solaire vend son électricité, il touche en moyenne moins que le prix moyen du marché — parce que tous les panneaux produisent en même temps, le midi, quand les prix sont au plus bas. Cette page mesure cet écart pour chaque pays européen, et montre comment il se creuse à mesure que le solaire se développe.
Les termes techniques (capture price, taux de capture, cannibalisation) sont définis juste en dessous.
Dernière mise à jour : juin 2026 · Snapshot données : 2023-2024 (avec cadrage 2020-2025)
Capture price, taux de capture, cannibalisation
Le capture price (prix capté, ou market value) est le prix moyen pondéré par la production auquel un parc solaire vend réellement son électricité sur le marché day-ahead. Comme le solaire produit surtout à la mi-journée — quand l'abondance d'offre tire les prix vers le bas — son capture price est inférieur au prix moyen de marché (baseload).
Taux de capture (capture rate) : rapport entre le capture price et le prix day-ahead moyen annuel (baseload), exprimé en %. Un taux de 70 % signifie que le solaire capte 70 % du prix moyen. Plus la pénétration solaire augmente, plus ce taux tend à baisser : c'est l'effet de cannibalisation.
Nuance importante : un taux de capture bas ne veut pas dire un capture price bas en valeur absolue. L'Allemagne a le taux le plus faible d'Europe (~60 % en 2024) mais un capture price en €/MWh supérieur à celui de l'Espagne, car son niveau de prix de marché est plus élevé. Les deux indicateurs doivent être lus ensemble.
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Chaque mission est cadrée selon la taille du projet, les pays couverts, la disponibilité des données, la profondeur d'analyse attendue et le calendrier.
1. Observed data — taux de capture du solaire par pays
Observed dataTaux de capture annuel = capture price / prix day-ahead moyen (baseload), en %. Calculé à partir des prix horaires ENTSO-E et de la production solaire horaire. Plus le chiffre est bas, plus la cannibalisation est forte.
⚠ Périmètres différents selon les sources : GEM = janvier–octobre ; Ember / Clean Carbon = année pleine. Non strictement comparables case à case. Voir « Limites connues ».
| Pays | 2023 | 2024 | Source |
|---|---|---|---|
| Allemagne | 76 % | 59–60 % | GEM 2024 · Ember/CCC |
| France | 86 % | 67 % | GEM 2024 (jan–oct) |
| Espagne | 84 % | 68 % | GEM 2024 (jan–oct) |
| Grèce | 79 % | 71 % | GEM 2024 (jan–oct) |
| Italie | — | 86–89 % | Ember / Clean Carbon |
| Finlande | — | ~86 % | Ember / Clean Carbon |
| Royaume-Uni | — | ~90 % | Ember / Clean Carbon |
| Autriche | — | 63–66 % | Ember / Clean Carbon |
| Tchéquie · Slovaquie · Hongrie · Roumanie | — | 63–66 % | Enervis via pv-magazine |
Allemagne 2024 : 59 % (Ember, année pleine) à 60 % (GEM, jan–oct) ; S&P retient 69 % avec une définition légèrement différente — voir « Limites connues ». Les valeurs marquées ~ ou en plage sont arrondies ou lues sur graphiques.
2. Observed data — capture price en valeur absolue (€/MWh)
Observed dataCapture price moyen pondéré par la production (VWAP) du solaire, année pleine 2024, et variation par rapport à 2023. Le niveau en €/MWh dépend du niveau de prix de marché du pays, pas seulement du taux de capture.
| Pays | Capture price 2024 (€/MWh) | Variation a/a | Source |
|---|---|---|---|
| Allemagne | 54,6 | −31 % | S&P Global 2025 |
| Espagne | 45,6 | −40 % | S&P Global 2025 |
L'Allemagne capte un taux plus bas que l'Espagne, mais un capture price en €/MWh plus élevé : son prix de marché moyen est supérieur. Italie : capture price national très élevé (ex. ~125 €/MWh en mars 2026, snapshot mensuel — Modo Energy), reflet d'une faible pénétration et de prix élevés.
3. Context — cannibalisation & pénétration PV
ContextRelation structurelle : plus la part du solaire dans le mix augmente, plus le taux de capture moyen baisse. Cadrage européen et prévision allemande.
ℹ Agrégats / prévisions de cadrage. Définitions et périmètres variables selon les fournisseurs.
| Indicateur | Valeur | Source |
|---|---|---|
| Taux de capture solaire moyen Europe — 2024 | 75 % | Synertics |
| Taux de capture solaire moyen Europe — 2020 | 101 % | Synertics |
| Pénétration solaire Europe (part du mix) — 2024 vs 2020 | 11,2 % vs 4,1 % | Synertics |
| Pénétration solaire UE (part du mix) — 2025 | ~13 % (369 TWh) | Ember EER 2026 |
| Allemagne — taux de capture solaire prévu 2025 (baseload réf. 92,7 €/MWh) | 66 % | netztransparenz / EEG via GEM |
| Allemagne — éolien onshore / offshore prévu 2025 (réf.) | 90 % / 92 % | netztransparenz / EEG via GEM |
Le taux de capture du solaire est structurellement inférieur à celui de l'éolien (production plus concentrée dans la journée). Le « 101 % » de 2020 reflète une période de très faible pénétration où le solaire captait un prix légèrement supérieur à la moyenne.
Sources & méthodologie
Méthode de calcul
- Capture price : moyenne des prix horaires day-ahead pondérée par la production solaire horaire de la même heure (∑ prix×production / ∑ production).
- Taux de capture : capture price ÷ prix day-ahead moyen annuel (baseload). Exprimé en %.
- Référence : la plupart des sources utilisent le prix day-ahead moyen ; certaines (S&P) une moyenne de marché légèrement différente, d'où des écarts de quelques points.
- Données de base : prix et production horaires de la plateforme ENTSO-E Transparency, par bidding zone (≈ pays).
- Hors subventions : le capture price est la valeur de marché brute, avant tout complément de rémunération (CfD, EEG, etc.).
Termes clés
- Capture price (prix capté / market value) : prix moyen pondéré par la production auquel le solaire vend effectivement son électricité.
- Taux de capture (capture rate / value factor) : capture price exprimé en % du prix de marché moyen (baseload).
- Baseload : prix day-ahead moyen sur toutes les heures de l'année — la référence de comparaison.
- Cannibalisation : baisse du prix de marché aux heures d'ensoleillement provoquée par l'augmentation du solaire, qui érode sa propre valeur de marché.
- Pénétration PV : part de la production solaire dans le mix électrique — principal moteur de la baisse du taux de capture.
Tags
- Observed data = valeurs mesurées (capture price / taux de capture) calculées à partir des données ENTSO-E par Ember, GEM, S&P, Clean Carbon.
- Context = agrégats européens, relations structurelles et prévisions de cadrage (Synertics, Bruegel, EEG).
Sources utilisées
- Bruegel (2026) — EU renewables value tracker (institutionnel). Capacity factor, market value et capacity revenue par pays/an, base ENTSO-E. bruegel.org
- Ember — European Electricity Review (institutionnel) : taux de capture solaire par pays, base ENTSO-E. ember-energy.org
- GEM Energy Analytics (Julien Jomaux, 2024-2025) — taux de capture mensuels et annuels DE/FR/ES/GR. gemenergyanalytics
- S&P Global (2025) — capture prices solaire/éolien Europe 2024 (€/MWh, VWAP). spglobal.com
- Clean Carbon Consultants — synthèse taux de capture par pays (d'après Ember/GEM). cleancarbonconsultants.earth
- Synertics — évolution taux de capture vs pénétration PV en Europe. synertics.io
- Modo Energy — capture rates / capture prices européens (snapshots mensuels par pays). modoenergy.com
- ENTSO-E — Transparency Platform (données brutes prix & production horaires). transparency.entsoe.eu
Limites connues
- Définitions non homogènes : le taux de capture dépend du prix de référence (day-ahead moyen vs autre moyenne de marché) et du traitement des heures à prix négatif. D'où l'écart pour l'Allemagne 2024 : 59 % (Ember) → 60 % (GEM) → 69 % (S&P).
- Périodes différentes : les chiffres GEM 2024 couvrent janvier–octobre ; Ember / Clean Carbon couvrent l'année pleine. Les valeurs d'année pleine sont en général un peu plus hautes (les mois d'hiver remontent la moyenne).
- Snapshots vs annuel : les chiffres Modo cités (ex. Italie ~125 €/MWh) sont des moyennes mensuelles, non comparables aux moyennes annuelles.
- Couverture pays partielle : les sources open-access ne couvrent pas tous les pays de façon homogène ; Pays-Bas, Belgique, Pologne et Portugal manquent de séries annuelles publiques fiables et ne sont pas chiffrés ici.
- Hors stockage et flexibilité : le taux de capture « pur » ne tient pas compte de la valeur ajoutée par les batteries ou le pilotage de la demande, qui peuvent relever le revenu effectif.