Le mécanisme de capacité
Un dispositif qui rémunère la disponibilité électrique en hiver, financé par une ligne sur votre facture.
Par Joris Oliva-Perez, fondateur et président d’Ezper · Mis à jour le 28 octobre 2026
Définition
Le mécanisme de capacité garantit la sécurité d'approvisionnement électrique de la France. Il s'assure qu'assez de moyens de production, de stockage et d'effacement de consommation seront disponibles lors des pics de tension du réseau, c'est-à-dire les jours d'hiver les plus froids, le matin et en début de soirée. Sa raison d'être tient à une contrainte physique : l'électricité se stocke très peu à grande échelle, il faut donc pouvoir produire (ou réduire la consommation) au moment exact où le besoin se manifeste.
Le premier mécanisme a fonctionné de 2017 au 31 mars 2026. Pour une entreprise, il se traduit par une ligne sur la facture d'électricité, souvent intitulée « mécanisme de capacité » ou « obligation de capacité ». Depuis le 1er novembre 2026, ce coût est porté par une taxe dédiée (voir ci-dessous).
Le nouveau mécanisme : RTE acheteur unique
L'article 19 de la loi de finances pour 2025 a réformé le dispositif. Le nouveau mécanisme, régi par les articles L. 316-1 à L. 316-13 du Code de l'énergie et précisé par le décret n° 2025-1441 du 31 décembre 2025, est centralisé. La Commission européenne l'a autorisé pour dix ans, du 1er novembre 2026 au 31 mars 2036.
Les fournisseurs n'ont plus à acheter eux-mêmes des garanties. RTE contractualise directement le besoin de capacité auprès des exploitants, par des enchères organisées pour chaque période de livraison (du 1er novembre au 31 mars). Le ministre chargé de l'énergie fixe, sur proposition de la CRE, une courbe de demande avec un prix plafond global et un prix plafond intermédiaire applicable aux capacités existantes. Pour l'enchère 2026-2027, la CRE a proposé un plafond intermédiaire de 15 €/kW, soit 15 000 €/MW.
Pour la première période de livraison (hiver 2026-2027), une seule enchère a été organisée. Les règles prévoient, pour les périodes suivantes, des enchères plusieurs années à l'avance puis un an avant la livraison, ainsi que des contrats pluriannuels pour les nouvelles capacités.
Dans les deux cas, le coût finit répercuté sur la facture des consommateurs.
Qui paie et comment : la taxe et les 22 jours de pointe
La rémunération versée aux exploitants est financée par une taxe de répartition des coûts du mécanisme de capacité (articles L. 316-2 et L. 316-6 du Code de l'énergie). RTE la perçoit auprès des fournisseurs, qui la répercutent sur les factures. Son montant unitaire est établi par la CRE.
La taxe est répartie selon la consommation de chaque site pendant les jours de pointe (PP). Pour l'hiver 2026-2027, les paramètres retiennent 22 jours PP signalés par RTE entre le 1er novembre et le 31 mars, sur les créneaux 7 h-10 h et 17 h-20 h.
Pour réduire ce coût, une entreprise peut donc limiter sa consommation pendant ces créneaux, ou valoriser sa flexibilité comme capacité d'effacement (voir la fiche dédiée).
Calendrier de la transition
La bascule entre l'ancien et le nouveau système s'organise ainsi :
| Période | Système en vigueur |
|---|---|
| 2017 – 31 mars 2026 | Ancien mécanisme décentralisé (garanties de capacité, jours PP1) |
| 1er avril – 31 octobre 2026 | Transition : aucune période de livraison |
| Hiver 2026-2027 (1er nov. 2026 – 31 mars 2027) | Première période de livraison du nouveau mécanisme, une seule enchère |
| Hivers suivants, jusqu'au 31 mars 2036 | Enchères par période de livraison, contrats pluriannuels pour les nouvelles capacités |
Exemple chiffré : l'évolution récente des prix
Sous l'ancien mécanisme, le prix des garanties de capacité s'est effondré en fin de période, signe d'un net excédent de capacités : la dernière enchère pour l'année de livraison 2026 s'est conclue à 0,098 €/kW, soit 98 €/MW.
Pour la première période de livraison du nouveau mécanisme (1er novembre 2026 – 31 mars 2027), l'enchère organisée par RTE a fixé un prix d'équilibre de 28 183 €/MW. Compte tenu des volumes contractualisés et du prix plafond intermédiaire, la CRE estime le prix global de la capacité à 18 646,63 €/MW (TVA comprise) pour cet hiver. Sur les tarifs de cession (prix auquel EDF vend l'électricité aux entreprises locales de distribution), la CRE chiffre l'effet à une hausse de 3,42 €/MWh.
Prix d'équilibre des garanties de capacité, en €/MW.
Foire aux questions
Le mécanisme de capacité concerne-t-il tous les consommateurs professionnels ? Oui. La taxe est due sur la consommation pendant les jours de pointe et le fournisseur la répercute sur la facture de chacun de ses clients.
La réforme de 2026 va-t-elle faire baisser les factures ? Non, pas à court terme. L'ancien mécanisme était devenu presque gratuit, alors que la première enchère du nouveau mécanisme a fixé un prix nettement plus élevé. La CRE a d'ailleurs retenu une approche prudente du paramétrage pour limiter la charge supportée par les consommateurs.
Qui surveille le bon fonctionnement du mécanisme ? La CRE propose les paramètres de l'enchère, donne son avis sur les règles établies par RTE et fixe le montant unitaire de la taxe.
Quelle différence avec le VNU (Versement Nucléaire Universel) ? Ce sont deux dispositifs distincts. Le mécanisme de capacité rémunère la disponibilité des moyens de production, de stockage et d'effacement lors des pics de tension. Le VNU organise le partage avec les consommateurs d'une partie des revenus du parc nucléaire historique d'EDF (voir la fiche dédiée).
Comment fonctionnait l'ancien mécanisme (2017 – mars 2026)
L'ancien mécanisme reposait sur des échanges directs entre deux catégories d'acteurs. D'un côté, les exploitants de capacité (producteurs et opérateurs d'effacement) faisaient certifier leurs installations auprès de RTE et recevaient des garanties de capacité. De l'autre, les fournisseurs d'électricité, appelés « acteurs obligés », devaient détenir un volume de garanties proportionnel à la consommation de leurs clients pendant les heures de pointe.
Ces garanties s'échangeaient lors d'enchères organisées par EPEX Spot ou de gré à gré. Le coût facturé à chaque entreprise dépendait de sa consommation pendant les jours PP1 (jours de pointe signalés par RTE la veille pour le lendemain, sur les créneaux 7 h-15 h et 18 h-20 h), multipliée par le prix des garanties de l'année.