Au cœur des préoccupations nationales et européennes se trouve la sécurité d’approvisionnement électrique, notamment durant les périodes de forte demande ou de pointe.
Pour garantir cette sécurité, la France s’appuie sur un mécanisme de capacité (CAPA). Cependant, ce dispositif connaît une transformation profonde.
Le 6 juillet 2026, la première enchère PL-1 du nouveau mécanisme a été organisée : une enchère dite de court terme, à 1 an de la livraison.
En novembre 2026, le mécanisme bascule vers un modèle centralisé, piloté par RTE, l’opérateur du réseau de transport d’électricité.
Cette réforme, validée par la Commission européenne le 22 décembre 2025 et précisée par le décret n° 2025-1441 du 31 décembre 2025, vise à la fois l’efficacité économique et la maîtrise des coûts pour les consommateurs.
Comment est né le besoin d’un mécanisme de capacités ?
La sécurité d’approvisionnement électrique constitue l’enjeu central qui justifie l’existence du marché de capacité.
Elle naît d’une réalité technique incontournable : l’électricité ne se stocke pas facilement à grande échelle, et l’équilibre entre production et consommation doit être maintenu en permanence sur le réseau.
C’est quoi, le marché des capacités ?
Le besoin d’un marché de capacité émerge alors précisément de la tension entre offre et demande, particulièrement lors des pics de consommation.
En France, les périodes de pointe hivernale accentuent ce phénomène : le chauffage électrique, massivement utilisé, provoque des pointes pouvant saturer le système.
Sans capacités suffisantes, le risque de coupures généralisées devient réel.
Cette nécessité est renforcée par l’évolution du mix énergétique : fermeture progressive des centrales charbon et fioul, vieillissement du parc nucléaire et montée des énergies renouvelables intermittentes.
Ces transformations réduisent la flexibilité du système et imposent la disponibilité de moyens pilotables et de capacités d’effacement pour franchir les pointes sans défaillance.
Le marché de capacité assure que la puissance nécessaire est disponible quand le système en a le plus besoin, garantissant un équilibre durable entre sécurité, flexibilité et performance énergétique.
Retour sur l’ancien mécanisme (de 2016 à 2026)
L’ancien mécanisme de capacité, approuvé par la Commission européenne en 2016, reposait sur une logique de marché décentralisée.
Des acteurs obligés, et un financement fragmenté
Concrètement, chaque fournisseur d’électricité (appelé dans ce cadre les « acteurs obligés ») avait l’obligation légale d’acheter lui-même des garanties de capacité nécessaires pour couvrir la consommation de ses clients pendant les périodes de pointe.
Ce dispositif (que nous détaillions dans cet article) engendrait une multitude de transactions et des prix potentiellement variés selon la stratégie d’achat des différents fournisseurs d’électricité.
Les données issues de l’ancien modèle permettent de mesurer l’importance financière de ces échanges sur le marché. La 9ème enchère de capacité, qui s’est tenue le 23 octobre 2025 pour l’année de livraison 2026, a vu l’échange de 37 219 garanties de capacité.
Le prix d’échange pour cette livraison 2026 s’est établi à 2 620 €/MW (soit 2,62 €/kW). La dernière enchère de l’ancien système, en décembre 2025, est ensuite tombée à 98,60 €/MW, soit une baisse de près de 96 %. Cette chute s’explique par une arrivée massive de capacités d’interconnexion, une bonne disponibilité du parc de production et un hiver qui s’annonçait doux.
Ces prix quasi nuls marquent la fin de l’ancien mécanisme. Ils ne sont pas comparables à ceux du nouveau système, où RTE achète en une seule fois toute la capacité dont la France a besoin.
Un modèle qui présente des limites, et un appel au changement
Malgré son objectif de sécurisation, le mécanisme décentralisé a révélé d’importantes limites, principalement liées à la structure de ses prix et à son impact sur le consommateur final. La réforme de 2026 répond directement à ces défaillances pour garantir la sécurité d’approvisionnement à un moindre coût.
Un problème structurel : celui des rentes inframarginales
La principale faiblesse identifiée du système précédent résidait dans la génération de rentes inframarginales.
Ce terme fait référence à la possibilité pour certaines capacités de production ou d’effacement qui étaient déjà intégralement amorties (c’est-à-dire dont les coûts d’investissement initiaux avaient déjà été récupérés) de participer aux enchères et de bénéficier du même prix que les nouvelles capacités mises en service.
Ce fonctionnement entraînait des surprofits excessifs pour les acteurs dont les installations étaient déjà anciennes.
En ne distinguant pas les coûts des nouvelles capacités de ceux des capacités existantes, le mécanisme ne parvenait pas à assurer une allocation optimale des fonds et augmentait inutilement le coût supporté par le consommateur final.
Un besoin de transparence, et de maîtrise des coûts
La nature décentralisée du système limitait également la transparence et rendait la gouvernance complexe.
La nouvelle réforme est donc vue comme une solution pour corriger ces rentes et renforcer l’encadrement global du dispositif. L’un des objectifs explicites est de réduire les surprofits des acteurs déjà amortis, tout en assurant la stabilité et la sécurité du réseau.
Quel est le nouveau mécanisme de capacité prévu fin 2026 ?
Le futur mécanisme de capacité, entrant en vigueur en novembre 2026, est défini par une transformation fondamentale : la centralisation.
Cette approche place RTE au centre du dispositif, lui conférant une responsabilité accrue et un rôle de pivot dans l’équilibre national.
RTE devient l’acheteur unique de capacités
Le changement le plus significatif dans ce nouveau mécanisme de capacité est la désignation de RTE comme l’unique acheteur de capacité. En assumant ce rôle, RTE centralise l’intégralité de la demande nationale (représentée par une seule courbe de demande).
RTE contractualisera désormais directement les besoins en capacité nécessaires à la sécurité d’approvisionnement.
Cette centralisation marque la fin du rôle d’« acteurs obligés » pour les fournisseurs d’électricité, qui n’auront plus à acheter individuellement des garanties.
Désormais, une nouvelle ligne sur votre facture
Le financement du nouveau mécanisme de capacité évolue vers un modèle centralisé et transparent.
- Les coûts ne seront plus supportés par les fournisseurs via l’achat direct de garanties, mais elle apparaîtra sous forme de « taxe ».
- Cette somme sera payée par plusieurs catégories d’acteurs : les fournisseurs, les grands consommateurs et les gestionnaires de réseau.
- Le coût sera ensuite répercuté par les fournisseurs sur les contrats clients, selon une logique semblable à celle des Certificats d’Économies d’Énergie (CEE).
Le coût de la CAPA deviendra visible pour le consommateur final via une ligne tarifaire spécifique liée à cette taxe.
Des rôles répartis entre la RTE, la CRE, et une validation ministérielle
La mise en place d’un système centralisé s’accompagne d’une gouvernance renforcée, visant à améliorer la transparence et l’encadrement des décisions. Le dispositif repose sur une répartition claire des rôles institutionnels :
- RTE : Calcule les besoins du système en matière de capacité (quantité requise).
- CRE (Commission de Régulation de l’Énergie) : Sélectionne la courbe de demande jugée la plus appropriée, avec l’objectif de limiter l’impact sur les coûts des consommateurs. La CRE a d’ailleurs demandé à RTE de proposer au moins trois scénarios différents de courbe de demande pour garantir cet objectif.
- Ministre de l’Énergie : Valide l’ensemble des propositions et le cadre réglementaire par décret.
Ce pilotage resserré est un élément clé salué par la CRE, qui estime qu’il améliore la gouvernance et l’encadrement global du mécanisme.
Enchères de capacité et coordination européenne : les garde-fous renforcés
Pour atteindre l’objectif de sécurité à moindre coût et éviter la reproduction des rentes passées, la réforme pour le nouveau mécanisme de capacité introduit des enchères plus sophistiquées et intègre explicitement la dimension transfrontalière.
Le double plafonnement fixe le cadre des enchères
RTE sera responsable de l’organisation des achats dans ce futur mécanisme de capacité, pouvant mener jusqu’à deux enchères par an pour acquérir les capacités nécessaires. Deux garde-fous essentiels sont instaurés pour réguler les prix et les profits :
- Le plafond global : Il représente le prix maximum autorisé que RTE peut payer pour l’acquisition de capacité.
- Le plafond intermédiaire : fixé par arrêté à 15 000 €/MW, c’est la mesure directe pour éviter les rentes excessives. Ce plafond est spécifiquement destiné à limiter le prix que peuvent capter les « vieilles capacités » (les capacités déjà amorties). Ce mécanisme est une solution directe contre les rentes inframarginales et garantit que les capacités existantes ne touchent pas le même niveau de rémunération que les nouvelles installations.
À noter pour la phase de démarrage : le dispositif entrant en vigueur en novembre 2026, les enchères PL-4 (quatre ans avant la livraison) n’ont pas pu être organisées pour les premières années.
- Pour les quatre premiers hivers (de 2026-2027 à 2029-2030), une seule enchère PL-1 est organisée chaque année, un an avant la livraison. Les acteurs ont donc moins de visibilité. La toute première a eu lieu le 6 juillet 2026.
- Le régime cible, avec les deux enchères PL-4 et PL-1, s’appliquera ensuite.
La CRE souligne que cette phase de démarrage constitue une période d’apprentissage : certains paramètres pourront évoluer au vu des premiers résultats.
Analyse : le premier prix du nouveau mécanisme
Hassan Yatim
Analyste Pricing — Capitole Énergie
La première enchère du nouveau système a eu lieu en juillet 2026 : 82 447 MW de capacité ont été réservés pour l’hiver 2026-2027, au prix de 28 183 €/MW. RTE achète désormais en une seule fois toute la capacité dont la France a besoin, au lieu de laisser chaque fournisseur s’en charger au fil de plusieurs enchères. 4 700 MW étaient réservés aux flexibilités décarbonées. Leur prix d’équilibre est ressorti plus bas (14 967 €/MW), mais la réglementation aligne leur rémunération sur le prix de l’enchère principale. On reste par ailleurs loin du plafond fixé pour ces flexibilités (72 000 €/MW). Attention à ne pas comparer ce chiffre aux 98,60 €/MW de décembre 2025 : ce n’est pas la même chose qui est mesurée. Avant, c’était le prix résiduel d’un marché en fin de vie. Maintenant, c’est le coût réel de la sécurité d’approvisionnement du pays, payé en une fois. À terme, le coût devrait être refacturé selon la consommation réelle de chaque site pendant les heures de tension du réseau.
Échanger avec un expert arrow_forwardSource : Nouveau mécanisme de capacité – enchère et marché secondaire | RTE
Comment le coût de capacité est répercuté dans les offres (hiver 2026-2027)
Le prix de l’enchère (28 183 €/MW) correspond à ce que RTE paie aux détenteurs de capacité. Ce n’est pas ce que vous payez directement. Le prix à répercuter dans les offres de fourniture, estimé par RTE dès juillet, a été confirmé officiellement par la CRE le 23 septembre 2026 : 18 646,6 €/MW, soit environ 18,65 €/kW. Il correspond au montant total à financer (environ 1,67 milliard d’euros) divisé par la puissance consommée pendant l’hiver (89 409 MW).
Avec le nouveau mécanisme, le coefficient de sécurité disparaît et la formule se simplifie :
Coût capacité = Prix de référence × Coefficient de capacité
À titre illustratif : un site dont le coefficient de capacité est de 100 kW paiera environ 1 865 € au titre de la capacité pour l’hiver 2026-2027.
Pour les hivers suivants, le prix n’est pas encore connu : il dépendra des prochaines enchères organisées par RTE.
Point de vigilance : la plupart des fournisseurs appliquent cette formule telle quelle, mais certains ajoutent une marge de risque, précisée dans leurs conditions générales de vente. Ces modalités reflètent les retours fournisseurs à date, et certains doivent encore confirmer officiellement leur mode d’application. Vérifiez vos CGV avant de signer.
Sources : délibération CRE n° 2026-147 du 15 juillet 2026 ; délibération CRE du 23 septembre 2026 sur les paramètres de financement du mécanisme.
L’intégration des flexibilités décarbonées
Afin de soutenir la transition énergétique, le décret réserve une partie des enchères aux filières de flexibilité émergentes, notamment les batteries et l’effacement de consommation. Lors de la première enchère, 4 700 MW leur étaient réservés.
Cependant, cette volonté de soutien a fait l’objet d’une réserve de la part de la CRE. La Commission considère que l’association entre le soutien aux flexibilités décarbonées et l’objectif principal du mécanisme de capacité (qui est d’assurer la sécurité d’approvisionnement au coût le plus bas) manque de lisibilité. Selon la CRE, l’introduction d’un objectif de soutien pourrait fausser les prix et, potentiellement, conduire le consommateur à payer davantage, car il mélange deux objectifs distincts.
Une ouverture transfrontalière pour une collaboration européenne
Le nouveau cadre réglementaire prévoit une prise en compte explicite de la participation transfrontalière. Les interconnexions avec les pays voisins européens seront désormais intégrées dans le calcul des capacités disponibles pour le système français. Cette inclusion vise à renforcer la coopération européenne en matière de sécurité énergétique et d’approvisionnement, en optimisant l’utilisation des ressources disponibles au niveau continental.
Ce que ça implique… pour les professionnels
La transition vers un mécanisme centralisé aura des répercussions concrètes et variées sur l’ensemble des professionnels, allant des fournisseurs aux consommateurs industriels.
Une baisse des coûts au profit des consommateurs ?
L’un des objectifs fondamentaux de cette refonte est la réduction des coûts, grâce à la correction des rentes inframarginales et à l’achat centralisé par RTE.
Le premier résultat d’enchère (28 183 €/MW pour l’hiver 2026-2027) ne permet pas encore de juger de cet objectif : c’est avec le régime cible, après la phase de démarrage, que les effets de la centralisation et du double plafonnement pourront pleinement se mesurer.
La CRE se déclare fortement favorable au décret, soulignant qu’il :
- Assure la sécurité d’approvisionnement à un coût maîtrisé.
- Corrige les distorsions de marché en s’attaquant aux rentes inframarginales.
- Améliore la transparence et l’encadrement du dispositif.
Zoom : et pour les industriels ? Qu’en est-il de l’effacement ?
Pour les grands consommateurs industriels, en particulier ceux qui participent déjà au marché en pratiquant l’effacement de consommation, l’impact du nouveau mécanisme doit être analysé précisément.
Cet examen doit être mené en cohérence avec leur stratégie globale d’achat et de flexibilité, pour déterminer comment la centralisation et les nouvelles règles d’enchères influenceront leur modèle économique et leur rémunération.
Le fait que le financement transite par une taxe répercutée sur les contrats nécessitera une attention particulière de la part des services achat et financier des entreprises, puisque ce coût apparaîtra comme une ligne tarifaire distincte.
En conclusion : que retenir de ce nouveau mécanisme ?
La réforme du mécanisme de capacité centralise le pouvoir d’achat chez RTE, transformant le marché qui était auparavant une mosaïque d’acheteurs privés en une seule entité régulée, avec pour double mission de garantir la sécurité énergétique tout en maîtrisant le coût payé par les consommateurs et en sanctionnant les profits excessifs des capacités déjà amorties.
C’est un changement majeur, qui introduit une meilleure lisibilité dans les processus de décision grâce à l’encadrement de la CRE et du Ministère
Si on devait l’illustrer, la situation est comparable au passage d’un marché où chaque client cherchait individuellement son fournisseur de sécurité sans connaître le prix des autres, à une centrale d’achat nationale qui négocie au nom de tous, imposant des règles de prix claires et distinguant la valeur ajoutée des nouvelles technologies de celle des actifs historiques.
Ceci est essentiel pour orienter l’investissement vers les flexibilités décarbonées sans pour autant pénaliser les consommateurs avec des coûts injustifiés.
Ne laissez plus échapper le bon timing.
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