Nouveau mécanisme de capacité : ce qui change pour les collectivités

Le mécanisme de capacité actuel était prévu pour la période 2017-2026 :  il sera remplacé par une version modifiée à partir du 1er novembre pour mieux prendre en compte les enjeux qui ont émergé entre temps.  

Le mécanisme de capacité continuera à répondre à un défi majeur du système électrique : lors des journées les plus froides de l'année, il doit alors être en mesure de mobiliser suffisamment de production (ou de réduire la consommation) pour éviter tout risque de déséquilibre et donc de blackout.  

La réforme prévue pour 2026-2027 conserve le principe d'une obligation de capacité avec deux types d’acteurs :  

• les contributeurs : les fournisseurs d'électricité et les consommateurs qui consomment une électricité qui n'est pas fournie par un fournisseur, 
• les exploitants de capacités de production, de stockage ou d'effacement de consommation raccordées au réseau public de transport ou de distribution. 

En revanche, le nouveau cadre enverra des signaux économiques plus cohérents avec les enjeux de sécurité d'approvisionnement à moyen terme pour mieux prendre en compte les risques de défaillance.  

Traduction concrète : les différents moyens de flexibilité ont une part plus importante dans la nouvelle version du mécanisme.. Les solutions d'effacement, de pilotage énergétique ou de flexibilité industrielle sont appelées à jouer un rôle accru aux côtés des moyens classiques de pilotage de la production. 

La réforme cherche ainsi à mieux valoriser l'ensemble des ressources capables de contribuer à l'équilibre du réseau. 

RTE sélectionne 22 jours sensibles, dits “PP” (période de pointe), sur l’hiver. Les plages horaires concernées sont identiques pour tous les jours PP : [7h-10h] et [17h-20h] et correspondent aux pics de consommation habituels en France.  

RTE évalue le besoin national en capacité, le soumet à la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), puis organise des enchères afin de sécuriser les volumes nécessaires. Contrairement à l’ancien mécanisme, dans lequel les enchères étaient décentralisées entre les différents opérateurs, c’est désormais RTE qui centralise les enchères.  

Sur la base de ces enchères, RTE détermine le coût global à financer et publie, au plus tard le 1er octobre de chaque année, un Quotient en €/kW qui représente le prix de capacité unique, applicable à l’ensemble des fournisseurs. 

Les fournisseurs versent à RTE une quote part proportionnelle à la consommation effective de leurs clients pendant les plages horaires en question. Cette obligation est refacturée aux clients proportionnellement à leur profil de consommation pendant les jours PP à partir de novembre 2026. 

Lorsque le mécanisme initial a été mis en place il y a dix ans, le parc de production français reposait principalement sur des moyens pilotables : nucléaire, hydraulique et centrales thermiques. 

Depuis, les capacités éoliennes et solaires, par définition intermittentes, ont fortement progressé. Dans le même temps, la fermeture progressive de certaines centrales thermiques (fioul, gaz) a réduit les marges de sécurité historiques du système. 

Parallèlement, les profils de consommation ont évolué : développement des véhicules électriques, électrification de certains procédés industriels ou encore recours accru aux pompes à chaleur modifient les profils de demande. 

Le mécanisme de capacité initial n’est plus suffisant pour assurer l'équilibre du système dans des situations plus diverses qu’avant, liées notamment à une faible production renouvelable ou à des conditions météorologiques particulières. 

Pour les collectivités, cette réforme ne modifie pas directement les usages de l'électricité dans les bâtiments ou les équipements publics. En revanche, elle confirme une évolution du marché où les mécanismes de prix et la valorisation de la flexibilité prennent une place croissante dans les offres de fourniture. 

Pour les directions en charge de l'énergie, du patrimoine ou des services techniques, la capacité à piloter certains usages électriques (chauffage, ventilation, éclairage, bornes de recharge, équipements techniques, etc.) peut devenir un levier d'optimisation budgétaire. Les collectivités qui disposent d'outils de pilotage ou de capacités d'effacement pourront valoriser leur contribution à l'équilibrage du réseau, tout en renforçant leur maîtrise des dépenses énergétiques. La flexibilité s'impose ainsi progressivement comme un nouvel atout dans la stratégie énergétique des territoires.