Mécanisme de capacité : le dossier complet

L’essentiel en cinq points

Chiffres de l’hiver 2026-2027 : CRE, délibération n° 2026-186 du 10 septembre 2026, publiée le 23 septembre 2026. Ce dossier complète notre guide sur le mécanisme de capacité.

Pourquoi payer pour de la « capacité »

Le prix de l’électricité rémunère l’énergie produite. Il ne rémunère pas le fait d’être prêt à produire. Or le système électrique doit couvrir quelques heures de demande extrême chaque hiver, quand le chauffage s’ajoute à l’activité économique.

Une centrale de pointe qui ne tourne que quelques dizaines d’heures par an ne couvre pas ses coûts fixes avec le seul prix de l’énergie. C’est le « missing money » décrit par la CRE. Sans complément, elle fermerait, et le risque de délestage augmenterait.

Le mécanisme de capacité règle ce problème : il verse aux exploitants une rémunération par MW disponible, en échange d’un engagement de disponibilité pendant les périodes de tension. Les effacements de consommation et les stockages y ont accès comme les centrales.

Le cadre juridique de la réforme

L’ancien mécanisme, en place de 2016 à 2026, obligeait les fournisseurs à acheter des « garanties de capacité ». La réforme inverse la logique.

Trois principes en découlent :

• RTE contractualise directement avec les exploitants de capacité, sélectionnés par des procédures concurrentielles ;
• le coût est payé par une taxe due par les « contributeurs » : les fournisseurs pour la consommation de leurs clients, les consommateurs qui achètent directement sur le marché de gros, les gestionnaires de réseau pour leurs pertes ;
• le statut d’« acteur obligé » disparaît : selon RTE, un contributeur ne peut plus déléguer ni transférer sa contribution à un tiers.

Comment s’est formé le coût de l’hiver 2026-2027

Pour cette première période de livraison, une unique enchère s’est tenue le 6 juillet 2026. Elle a retenu 82 446,8 MW, avec un prix d’équilibre général de 28 182,99 €/MW.

Mais un garde-fou s’appliquait : un prix plafond intermédiaire de 15 000 €/MW pour les installations existantes sans dérogation, fixé par l’arrêté du 18 mars 2026 sur proposition de la CRE. Résultat, deux niveaux de rémunération :

La TVA mérite une explication. RTE ne peut déduire la TVA qu’à hauteur de la part de la contribution qu’il supporte pour ses pertes, estimée à 2,2 % de la puissance totale. Le taux de déductibilité n’est donc que de 0,44 % : presque toute la TVA versée aux exploitants s’ajoute au coût. C’est la « double application de la TVA » relevée par la CRE, compensée par l’État via une baisse de l’accise en août 2026 et février 2027.

Du coût total au montant unitaire : la formule

La CRE constate trois grandeurs, sur proposition de RTE (article L322-13 du CIBS) :

Montant unitaire (€/MW) = montant à financer (€) ÷ puissance soutirée par l’ensemble des contributeurs, corrigée des aléas climatiques et des effacements (MW)

Pour l’hiver 2026-2027 :

• montant à financer : 1 667 184 865,48 € ;
• puissance de référence : 89 427,47 MW, moins 18,02 MW retraités à la demande de contributeurs, soit 89 409,45 MW ;
• montant unitaire : 18 646,63 €/MW.

Deux subtilités comptent pour la suite :

• Pour ce premier hiver, les puissances de référence sont estimées à partir de celles de l’année 2024 de l’ancien mécanisme, par dérogation prévue dans les règles. Les écarts avec la consommation réellement constatée seront reportés sur les périodes suivantes (2° de l’article L322-14 du CIBS).
• Les ajustements se reportent aussi : la CRE a déjà constaté des ajustements mineurs pour quelques exploitants, qui seront intégrés au montant de l’hiver 2027-2028. Le coût d’un hiver n’est donc jamais totalement figé.

Les heures qui comptent

Selon les règles publiées par RTE :

• 22 jours PP (période de pointe) par hiver, choisis parmi les jours ouvrés, vacances scolaires comprises, entre le 1er novembre et le 31 mars ;
• deux plages par jour : [7h ; 10h[ et [17h ; 20h[, soit 6 heures par jour et 132 heures sur l’hiver ;
• des jours signalés la veille par RTE, sur un critère de consommation résiduelle, ou jusqu’à trois jours avant en cas de signal EcoWatt orange ou rouge.

La quote-part de chaque contributeur est calculée sur la consommation pendant ces plages, extrapolée pour correspondre à une température extrême (article L322-13 du CIBS). Un site dont la consommation grimpe avec le froid voit donc sa part majorée par rapport à ce qu’il a réellement consommé un hiver doux.

La formule pour votre site

En première approche, hors correction de température :

Coût capacité d’un hiver ≈ puissance moyenne appelée pendant les 132 heures PP (MW) × 18 646,6 €/MW

Ce qui revient à dire, puisque la puissance moyenne sur 132 heures est l’énergie consommée sur ces heures divisée par 132 :

Coût par MWh consommé aux heures PP ≈ 18 646,6 € ÷ 132 h ≈ 141 €/MWh

À comparer à l’électricité France livrée en 2027, qui cotait 87 €/MWh en base le 18 septembre 2026 (EEX). Pendant les heures PP, la capacité coûte plus cher que l’énergie elle-même. C’est ce qui rend le décalage de consommation rentable.

À l’inverse, rapporté à toute l’année, le coût reste modéré pour un site régulier : un site qui consomme 1 MW en continu paie environ 18 650 € pour 8 760 MWh, soit environ 2,1 €/MWh (calcul indicatif, repris de notre guide).

Deux cas chiffrés

Des bureaux chauffés à l’électricité

Une boulangerie industrielle

Comment le coût arrive sur votre facture

Le fournisseur paie la taxe à RTE pour l’ensemble de ses clients. Selon la FAQ de RTE, les règles du mécanisme ne prescrivent pas la manière dont il la répercute. Chaque contrat fait donc ses choix :

• capacité incluse dans un prix fixe, au niveau connu à la signature ;
• capacité refacturée au réel, selon votre consommation pendant les heures PP ;
• capacité forfaitisée selon un profil type, en €/MWh ;
• et souvent une clause d’évolution réglementaire qui autorise le fournisseur à répercuter un coût nouveau ou modifié.

Au tarif réglementé, la CRE a intégré le nouveau mécanisme dès le 1er août 2026, lissé sur douze mois : +3,13 €/MWh HT en moyenne pour les clients non résidentiels.

Ancien et nouveau mécanisme : ce qui a changé

Le dernier point pèse lourd. Selon la CRE (délibération n° 2026-147), l’ARENH pouvait réduire le coût de la capacité de plus de 40 %, selon le taux d’écrêtement. Sa disparition est l’une des trois raisons de la hausse (voir ARENH et VNU).

Effacement : être payé plutôt que payer

Un site capable de baisser sa consommation sur signal a deux façons d’en tirer parti, selon RTE :

• effacement implicite : vous réduisez votre consommation pendant les heures PP, ce qui baisse votre quote-part. Rien à certifier, mais il faut un contrat qui refacture au réel ;
• effacement explicite : votre capacité d’effacement est certifiée, en général via un agrégateur, puis proposée aux enchères. Elle est rémunérée comme une centrale, en échange d’un engagement de disponibilité.

Pour l’hiver 2026-2027, les flexibilités décarbonées avaient un prix d’équilibre réservé de 14 967,20 €/MW, inférieur au prix d’équilibre général. Le niveau de rémunération des hivers suivants dépendra des prochaines enchères.

Les erreurs les plus fréquentes

• Raisonner en volume annuel. Deux sites à 1 000 MWh peuvent payer des montants de capacité très différents.
• Ignorer la clause capacité au moment de signer, puis découvrir la hausse de l’hiver par une clause d’évolution réglementaire.
• Décaler sans contrat adapté : sans refacturation au réel, l’effort ne rapporte rien.
• Oublier la correction de température : un site chauffé à l’électricité paie sur une consommation extrapolée à un froid extrême.
• Croire le coût figé : les écarts de prévision et les ajustements d’un hiver sont reportés sur les suivants.
• Confondre capacité et TURPE : la capacité est un coût de fourniture, la puissance souscrite un coût de réseau. Les deux se pilotent, pas de la même façon.

Les termes à connaître