Mécanisme de capacité réformé : le premier hiver démarre avec 82 447 MW et une facture de 1,667 Md€

Le mécanisme de capacité réformé a démarré le 1er novembre : 82 447 MW de disponibilité contractualisés pour l’hiver, une facture de 1,667 Md€ financée par une taxe unique. Un coût désormais identique pour toutes les entreprises — et une ligne à vérifier sur chaque facture client.

Contexte : que se passe-t-il ?

Le 1er novembre 2026 s’ouvre la première période de livraison du mécanisme de capacité réformé, qui courra jusqu’au 31 mars 2027. L’enchère organisée le 6 juillet a permis à RTE de contractualiser 82 446,8 MW d’engagements de disponibilité auprès d’exploitants de production, de stockage et d’effacement, à un prix d’équilibre d’environ 28 183 €/MW. Ces capacités doivent se tenir disponibles lors des périodes de pointe définies par les règles du mécanisme : le dispositif rémunère une disponibilité pendant les tensions hivernales, pas une quantité d’électricité nécessairement produite.

Dans sa publication du 23 septembre, la CRE a constaté un montant total à financer de 1 667 184 865,48 € pour cette première période, composé de 1,39 Md€ HT de rémunérations versées aux exploitants et de 272,77 M€ de TVA non déductible. Elle retient une puissance soutirée corrigée de 89 409,45 MW et un quotient de répartition de 18 646,63 €/MW. Le financement repose sur une taxe acquittée principalement par les fournisseurs — qui la répercutent sur leurs clients — ainsi que par les grands consommateurs s’approvisionnant directement sur les marchés, et par RTE et Enedis au titre des pertes sur leurs réseaux.

Pour la première période, le décret du 8 octobre 2026 aménage le calendrier : seuls RTE et Enedis sont redevables du premier acompte, fixé à 124 893 323,27 €. Une règle transitoire qui ne change pas le principe général du dispositif, autorisé par la Commission européenne pour dix ans, du 1er novembre 2026 au 31 mars 2036.

Décryptage : une taxe unique à la place d’un marché

La réforme change profondément la nature du coût. Jusqu’ici, chaque fournisseur achetait lui-même des « garanties de capacité » sur un marché, à un prix variable selon sa stratégie d’achat, révisé au 1er janvier. Désormais, RTE est l’acheteur unique : il détermine le besoin national, organise une seule enchère annuelle en juillet (jusqu’en 2029-2030) et répartit le coût entre les redevables par une taxe, à un prix unique constaté par la CRE — révisé chaque 1er novembre, au début de l’hiver. Ce prix s’applique aux MW consommés pendant les heures de pointe (7 h-10 h et 17 h-20 h, jusqu’à 22 jours par hiver), et aucune entreprise n’est exonérée.

Deux précisions pour éviter les erreurs d’interprétation. D’une part, le prix d’équilibre de l’enchère (28 183 €/MW) ne se traduit pas uniformément : 70 900,5 MW des capacités retenues sont rémunérés au plafond de 15 000 €/MW, ce qui explique que le quotient de répartition effectif s’établisse à 18 646,63 €/MW. D’autre part, ce quotient s’applique à une puissance contributive : ce n’est ni un prix par MWh consommé, ni une somme qui s’ajoute telle quelle à une facture. Son incidence dépend de la pointe de chaque site — sa souscription, son profil de charge en hiver et sa capacité à s’effacer.

Bon à savoir pour vos clients au tarif réglementé : la CRE précise que ce coût avait déjà été intégré dans l’évolution tarifaire du 1er août 2026. Le démarrage de la période de livraison au 1er novembre n’annonce donc pas, à lui seul, une nouvelle hausse des TRV. Mais pour les offres de marché, la répercussion dépend des contrats : une offre à prix fixe peut répercuter la taxe en cours de contrat si une clause le prévoit.

Impact concret pour votre entreprise

Pour un site industriel souscrit à 1 MW, l’ordre de grandeur annuel du quotient de répartition se situe autour de 18 600 €, à ajuster selon la puissance contributive réelle du site et ses heures de pointe. Trois points de contrôle s’imposent :

Nos recommandations

• Immédiat :contrôlez la ligne capacité sur les factures de novembre de vos clients : rapprochez la répercussion du quotient CRE de 18 646,63 €/MW et du profil de pointe de chaque site. Documentez les écarts constatés.
• Sous 30 jours :relisez les clauses « capacité » des contrats à prix fixe et interrogez les fournisseurs sur leur mode de répercussion. Pour les achats directs marché, sécurisez la conformité déclarative de la taxe.
• Sous 90 jours :identifiez les sites à forte pointe hivernale et chiffrez un plan d’effacement sur les heures 7 h-10 h / 17 h-20 h ; au-delà de l’économie de taxe, la disponibilité en effacement est précisément ce que le nouveau mécanisme rémunère — un levier à valoriser dès les prochaines enchères.