Le mécanisme de capacité est instauré en France en 2017, via le Code de l’énergie, pour sécuriser l’approvisionnement électrique durant les pics de consommation hivernaux. Depuis, il pèse directement sur la facture d’électricité des entreprises. Une refonte majeure se prépare : dès novembre 2026, RTE deviendra l’acheteur unique des garanties de capacité, remplaçant le système actuel d’enchères décentralisées. Décryptage du mécanisme en place et de ses conséquences concrètes pour les entreprises.
Pourquoi payez-vous le mécanisme de capacité ? Vous payez le mécanisme de capacité parce que la loi impose aux fournisseurs d’électricité de disposer de garanties de capacité suffisantes pour couvrir la consommation de leurs clients lors des pics hivernaux. Ce coût, acquitté par RTE, en France, est répercuté sur votre facture, intégré au prix de fourniture ou affiché en ligne séparée selon votre fournisseur.
Pourquoi le mécanisme de capacité a-t-il été mis en place ?
La consommation électrique française tourne en moyenne à 60 GW. Mais dès que le froid s’installe, la demande grimpe, parfois jusqu’à 100 GW. Ces pics, appelés « périodes de pointe », mettent sous tension l’ensemble du système électrique.
Pour y répondre, certaines centrales thermiques ou hydrauliques restent disponibles toute l’année, alors qu’elles ne tournent que quelques heures. Leur entretien permanent représente un coût important pour les producteurs, sans garantie de revenus proportionnels.
C’est pour sécuriser cet équilibre entre la production et la consommation que la loi NOME de 2011 a posé les bases du mécanisme de capacité, entré en vigueur le 1er janvier 2017 après validation par la Commission européenne et avis favorable de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), le régulateur du secteur. Il impose aux fournisseurs une obligation de disponibilité face à la demande de leurs clients, tout en ouvrant le dispositif aux fournisseurs alternatifs. Objectif : éviter les tensions sur le système électrique lors des hivers les plus rigoureux.
Définition : mécanisme de capacité, qu’est-ce que c’est ?
Le mécanisme de capacité repose sur un échange entre producteurs et fournisseurs d’électricité. Les producteurs font certifier leurs capacités de production auprès de RTE, qui délivre des garanties correspondantes moyennant un engagement de disponibilité lors des moments critiques.
Les fournisseurs doivent acquérir ce volume de capacité pour couvrir la consommation prévisionnelle de leurs clients. Le calcul repose sur un coefficient déterminé par RTE selon les habitudes de consommation : un site industriel actif 24h/24 nécessite davantage de garanties qu’une activité limitée aux heures de bureau. Cette contractualisation valorise économiquement des moyens de production qui ne tournent que quelques heures par an.
L’obligation de capacité
Depuis 2017, les fournisseurs d’électricité sont soumis à une obligation de capacité : ils doivent prouver qu’ils disposent de garanties suffisantes pour répondre à la demande de leur portefeuille client, notamment lors des jours de tension PP1 et PP2. C’est pourquoi on les qualifie d’Acteurs Obligés, qu’il s’agisse d’EDF, d’Engie, de TotalEnergies ou de tout autre fournisseur alternatif. Un manquement expose le fournisseur à des sanctions financières.
Les certificats de capacité
Ces certificats s’acquièrent auprès de deux types d’acteurs : les producteurs, qui cèdent une partie de la puissance de leurs unités, et les opérateurs d’effacement, qui valorisent des capacités d’effacement obtenues auprès de leurs clients. Chaque exploitant certifie ses capacités via son Entité de Certification auprès de RTE, qui évalue chaque année le volume national requis sur quatre ans. Un registre public recense les échanges par année de livraison.
Quel est le prix des capacités sur le marché de capacité ?
Les Acteurs Obligés (fournisseurs, gestionnaires de réseau, consommateurs qui s’approvisionnent hors fournisseur pour tout ou partie de leur consommation) disposent de deux voies pour acquérir leurs garanties de capacité : les sessions d’enchères ou la transaction directe, aussi appelée contrat de gré à gré.
À combien s’échangent les garanties de capacité lors des enchères ?
Le marché de capacité organise ces échanges à travers des sessions d’enchères pilotées par EPEX Spot, la bourse européenne d’électricité pour les marchés au comptant. Chaque session fixe un prix de référence, qui varie selon l’offre disponible et les tensions anticipées sur le réseau.
En parallèle, les Acteurs Obligés peuvent négocier directement avec les exploitants de capacité, via des contrats bilatéraux. Cette option permet de sécuriser un volume et un prix sur une durée définie, sans dépendre des fluctuations ponctuelles des enchères. Les deux mécanismes coexistent et alimentent le même registre de garanties.
Quels sont les résultats des enchères de capacité ?
Huit années de résultats permettent de mesurer la volatilité de ce marché, avec des écarts parfois considérables entre deux périodes de livraison :
| Année de livraison | Prix moyen (€/MW) | Fourchette | Contexte |
|---|---|---|---|
| 2018 | 9 342,65 | 9 310 – 9 375 € | Marché stabilisé, capacités disponibles élevées |
| 2019 | 17 450,38 | 12 999,80 – 18 500,70 € | Hausse du coefficient de sécurité, nucléaire restreint |
| 2020 | 19 458,28 | 16 583,90 – 22 382 € | Volatilité pré-crise sanitaire |
| 2021 | 31 241,77 | 19 220 – 47 401 € | Rattrapage post-Covid, contraintes nucléaires |
| 2022 | 25 858,01 | 16 641,70 – 38 966,40 € | Accalmie relative, montée de l’effacement |
| 2023 | 45 622,35 | jusqu’à 60 000 € | Crise énergétique européenne, indisponibilités nucléaires |
| 2024 | 27 093,81 | à partir de 6 200 € | Normalisation, hiver plus doux (-40 % vs 2023) |
| 2025 | de 6 191,60 à 19 999,60 selon les sessions | 6 191,60 – 19 999,60 € | Poursuite de la baisse au fil des enchères |
Ces chiffres racontent une histoire simple : la flambée de 2021 à 2023 reflète directement la crise énergétique européenne et les difficultés du parc nucléaire français. Depuis 2024, le marché se normalise, porté par une meilleure disponibilité nucléaire et une demande en repli. Pour les entreprises, cet écart entre les points hauts et bas illustre l’intérêt d’anticiper ses achats plutôt que de subir le prix de la dernière enchère.
Comment fonctionne le mécanisme de capacité français actuel ?
Dans le mécanisme actuel, le volume de garanties de capacité qu’un fournisseur doit acquérir découle d’un calcul RTE, basé sur la consommation du portefeuille client lors des jours PP1, ces journées de forte tension notifiées la veille pour le lendemain sur les tranches horaires 7h-15h et 18h-20h. Chaque année compte 15 jours PP1 : 11 de janvier à mars, 4 en novembre-décembre.
S’ajoutent 15 à 25 jours PP2, dont 15 correspondent déjà aux jours PP1. Les jours PP2 restants (0 à 10) peuvent être notifiés toute l’année, sans dépasser 25 % du total pour novembre et mars.
La méthode RTE : les jours PP1 et PP2 et les heures de pointe
Les journées PP1 marquent les pics de charge maximale du réseau : un record de 102 GW a été atteint lors de la vague de froid de février 2024. Les périodes PP2, elles, testent la robustesse du système face à des tensions ponctuelles, panne de centrale ou chute soudaine de production éolienne.
Pour anticiper ces tensions, RTE croise en continu prévisions météo et disponibilité des moyens de production, garantissant la stabilité de l’approvisionnement national.
Le nouveau mécanisme de capacité 2027 : ce que prévoient la CRE et la Commission européenne
Le 22 décembre 2025, la Commission européenne a validé la réforme du mécanisme de capacité français, engagée dans le cadre de la loi de finances 2025. Le décret d’application, publié le 31 décembre 2025, en fixe les contours : RTE devient acheteur unique dès novembre 2026, mettant fin aux achats individuels de garanties par les anciens Acteurs Obligés, désormais qualifiés de contributeurs, au profit d’une courbe de demande nationale unique. On parle désormais d’un mécanisme centralisé, par opposition au mécanisme décentralisé en vigueur depuis 2017.
- Période de référence : le raisonnement ne se fait plus en année calendaire mais en hiver électrique, du 1er novembre de l’année N au 31 mars de l’année N+1.
- Créneaux de tension : les anciens jours PP1 laissent place à un signal PP unique, activé sur un maximum de 22 jours par hiver, sur les plages horaires 7h-10h et 17h-20h.
- Rythme des enchères : le dispositif s’articule autour de deux sessions annuelles, l’enchère PL-4 (quatre ans avant la période de livraison, ouverte à toutes les filières) et l’enchère PL-1 (un an avant, pour ajuster les volumes et réserver une part aux flexibilités décarbonées).
Cette centralisation répond à un constat simple : dans un système plus contraint (moins de fossile, parc nucléaire vieillissant, essor des ENR intermittentes), l’ancien modèle générait des rentes sur des capacités déjà amorties, sans réel bénéfice pour les acheteurs professionnels. Le nouveau mécanisme de capacité introduit un double plafond de prix, pensé pour limiter ces rentes tout en rémunérant davantage les capacités neuves utiles au système.
Pour les entreprises, l’entrée en vigueur de cet ensemble de mécanismes promet un coût plus lisible et de nouvelles opportunités pour les flexibilités, effacement et stockage en tête.
Découvrez notre décryptage du nouveau mécanisme de capacité.
Comment le mécanisme de capacité impacte les consommateurs professionnels ?
Depuis 2017, la composante capacité figure sur chaque facture d’électricité professionnelle. Pour rappel, une facture d’électricité se décompose en trois grands postes : la fourniture, l’acheminement (transport et distribution via RTE et les gestionnaires de réseau) et les taxes et contributions. Selon le fournisseur, la composante capacité est intégrée au prix global de fourniture (en €/MWh) ou affichée en ligne séparée, mais elle reste toujours distincte du coût d’acheminement, qui rémunère le transport de l’électricité et non sa disponibilité.
Comment le prix de capacité est-il calculé ?
Le coefficient de capacité varie selon la taille du contrat. Pour les gros sites, il se régularise sur l’année selon la consommation réelle, en €/MWh ou via un abonnement en €/MW. Pour les contrats intermédiaires, le surcoût grimpe aux heures de pointe hivernales et tombe à zéro en été, offrant une vision claire de la contribution capacité. Pour les petits contrats, le montant reste fixe à l’année, sans ajustement possible, mais avec une meilleure visibilité budgétaire.
La formule reste simple : coefficient de capacité multiplié par le prix des garanties issu des enchères, moyenne annuelle ou dernière session selon le choix du fournisseur.
Résultat : un montant qui évolue chaque année, avec parfois un écart marqué d’un exercice à l’autre selon les tensions du marché.
Ce qui change à partir de l’hiver 2026-2027 : avec le nouveau mécanisme centralisé, la formule se simplifie. Le coefficient de sécurité est supprimé, et le coût devient Prix de référence × Coefficient de capacité. Le prix à répercuter dans les offres est fixé par la CRE à 18 646,63 €/MW (y compris TVA), soit environ 18,65 €/kW, pour l’hiver 2026-2027. Tous les détails dans notre article dédié.
Le mécanisme de capacité et EDF
Premier producteur d’électricité en France, EDF occupe une place particulière dans le mécanisme de capacité, à double titre.
- En tant que producteur, EDF a l’obligation, comme tous les exploitants, de faire certifier ses moyens de production auprès de RTE. Son parc nucléaire et hydraulique représente une part importante des capacités disponibles en hiver. La disponibilité de ce parc pèse donc directement sur les prix : la flambée de 2023 coïncide avec les indisponibilités nucléaires de 2022.
- À travers l’ARENH, EDF a aussi fourni une partie des garanties de capacité aux autres fournisseurs jusqu’en 2025. Une partie des garanties de capacité de chaque consommateur était en effet historiquement apportée par l’ARENH, qui intégrait une valeur capacitaire. Avec la fin de l’ARENH au 31 décembre 2025, ces garanties ont dû être achetées sur le marché.
- En tant que fournisseur aux tarifs réglementés, EDF voit enfin le coût de la capacité intégré dans les TRVE par la CRE. Celle-ci retient la moyenne des prix des enchères tenues avant chaque année de livraison, par exemple 14 652 €/MW pour 2025 et 4 401 €/MW pour 2026.
Comment diminuer le coût de la capacité électrique sur sa facture ?
Réduire sa consommation lors des jours PP1, c’est activer l’effacement, le levier le plus direct pour limiter la composante capacité sur votre facture. Moins vous consommez pendant ces jours, moins votre fournisseur doit acquérir de garanties, donc moins vous payez.
Comment réaliser un effacement de consommation ?
Concrètement, il s’agit de décaler ou réduire votre consommation électrique durant les jours PP1, ceux qui déterminent le calcul de votre capacité. Cette flexibilité récompense les entreprises capables d’ajuster leur activité aux besoins du réseau.
Autre bénéfice : les centrales mobilisées en période de pointe sont majoritairement thermiques. En vous effaçant, vous limitez donc les émissions carbone tout en réalisant des économies. Les opérateurs d’effacement, spécialisés dans ces flexibilités décarbonées, peuvent vous accompagner dans cette démarche.
Pour aller plus loin, consultez notre article dédié.
Faire appel à Capitole Énergie pour réduire vos coûts énergétiques
Anticiper la composante capacité fait partie d’une stratégie d’achat d’électricité maîtrisée. Capitole Énergie accompagne les entreprises dans l’analyse de leurs contrats face aux évolutions réglementaires, pour mieux anticiper les variations de facture.
Article & données en collaboration avec Hassan Yatim, Analyste Pricing Grands Comptes chez Capitole Énergie.
Le mécanisme de capacité, créé en 2017, sécurise l’approvisionnement électrique français lors des pics hivernaux. Il oblige les fournisseurs à acquérir des garanties auprès des producteurs pour garantir une puissance disponible en période de tension, un coût répercuté sur la facture des entreprises.
Pour l’hiver 2026-2027, la première enchère du nouveau mécanisme, organisée par RTE en juillet 2026, est ressortie à 28 183 €/MW. Le prix à répercuter dans les offres de fourniture, fixé par la CRE, s’établit quant à lui à 18 646,63 €/MW (y compris TVA), soit environ 18,65 €/kW.
Depuis le 1er novembre 2026, RTE devient l’acheteur unique des garanties de capacité, remplaçant les achats individuels des fournisseurs par une courbe de demande nationale. La couverture s’étend chaque hiver de novembre à mars, avec un double plafond limitant les rentes des capacités anciennes.
Jusqu’en 2026, le marché de capacité était la plateforme où producteurs et fournisseurs échangeaient des garanties de capacité, lors d’enchères organisées par EPEX Spot. À partir de l’hiver 2026-2027, RTE devient l’acheteur unique : il évalue le besoin national et achète lui-même les capacités lors d’enchères centralisées.
Le tarif de capacité correspond à la contribution financière intégrée à la facture d’électricité depuis 2017. Il dépend de votre consommation pendant les périodes de pointe hivernale et du prix de référence de la capacité.
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