Le mécanisme de capacité est une réglementation introduite en France le 1er janvier 2017 pour garantir la sécurité d’approvisionnement électrique.

Ce dispositif crée un surcoût pour les consommateurs d’électricité, destiné à rémunérer les producteurs d’électricité et à assurer l’approvisionnement pendant les périodes de pointe. Les consommateurs financent ce mécanisme par un prélèvement supplémentaire sur leur facture.

Fonctionnement du Mécanisme de Capacité

Objectifs et obligations

Le mécanisme de capacité vise à :

  1. Garantir l’approvisionnement électrique en périodes de pointe.
  2. Fournir un revenu complémentaire aux producteurs et opérateurs d’effacement pour maintenir les infrastructures nécessaires.

Les fournisseurs d’électricité doivent obtenir des garanties de capacité pour couvrir la consommation de leurs clients lors des pics de demande. Cela peut se faire par :

  • L’achat d’énergie à des producteurs.
  • La production d’électricité en interne.
  • L’incitation à l’effacement industriel.

RTE, le gestionnaire de transport d’électricité, vérifie la conformité des fournisseurs. Comme l’explique la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) « Chaque fournisseur est ainsi tenu de s’approvisionner en garanties de capacités pour couvrir la consommation de l’ensemble de ses clients en périodes de pointe de consommation nationale. Ce mécanisme incite à développer, à moyen terme, des capacités de production ou d’effacement. »

Acquisition des garanties de capacité

Pour répondre aux obligations, les fournisseurs peuvent :

  • Certifier leurs propres moyens de production ou offres d’effacement.
  • Acheter des garanties à des tiers.

Ces obligations représentent un coût que les fournisseurs répercutent sur le prix de l’électricité. EDF Pro explique : « Pour garantir la sécurité d’approvisionnement en électricité sur le territoire national, l’Etat a instauré à compter du 1er janvier 2017, le mécanisme de capacité : un dispositif qui organise l’échange de garanties de capacité entre producteurs et fournisseurs d’électricité.

Ces échanges ont lieu plusieurs fois par an, au cours de sessions d’enchères. »

Processus de certification et échanges

Les fournisseurs doivent acheter des garanties de capacité ou produire eux-mêmes de l’électricité. En cas de pointe de consommation, ils doivent inciter les clients à réduire leur consommation ou à utiliser des groupes électrogènes.

Les acteurs obligés peuvent acquérir des garanties de capacité de plusieurs façons : lors de sessions d’enchères ou dans le cadre de transactions directes encadrées par des contrats bilatéraux.

Certification et attribution des garanties de capacité

Les garanties de capacité sont certifiées et attribuées par RTE, le gestionnaire du Réseau de Transport de l’Électricité en France. RTE fournit les certificats de capacité et calcule le montant de l’obligation de capacité nationale en se basant sur la prévision de consommation globale pour les quatre années à venir.

Toutes les transactions sont répertoriées dans le Registre des Garanties de Capacité pour les acteurs obligés.

En complément, il existe un Registre des Capacités Certifiées pour les opérateurs d’effacement et les producteurs, ainsi qu’un Registre des Mesures prises par les acteurs obligés pour les périodes de pointe.

Les sessions d’enchères

Plusieurs sessions d’enchères sont organisées chaque année par EPEX Spot, la bourse européenne de l’électricité pour les marchés fonctionnant au comptant. Il y a au moins 15 enchères pour une année de livraison. Par exemple, pour l’année de livraison 2023, la première session s’est déroulée le 24 mars 2022, avec un prix des garanties de capacité de 42 397 € / MW.

Le prix des garanties de capacité est déterminé par la rencontre entre l’offre et la demande. Le prix sera plus bas en cas de surcapacité du système et plus élevé lorsque le système est tendu. Un prix d’enchère maximal est fixé chaque année ; par exemple, il était de 60 000 € / MW en 2020. Les enchères permettent d’obtenir un prix d’échange de référence utilisé par tous les acteurs obligés.

Les contrats bilatéraux

Les acteurs obligés peuvent également obtenir des garanties de capacité auprès des exploitants de capacités (producteurs d’électricité ou clients ayant certifié leurs capacités d’effacement) via des contrats bilatéraux. Les échanges se font directement entre les deux parties, permettant une flexibilité et une négociation directe des termes et conditions des garanties de capacité.

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Calcul du surcoût pour les consommateurs

Détermination du surcoût

Le surcoût est calculé en fonction de :

  1. Puissance moyenne consommée pendant les heures de forte consommation (PP1).
  2. Prix de la garantie de capacité, déterminé par des enchères sur les marchés de gros.

Pour 2024, le prix de la garantie de capacité est de 6 200 €/MW, une forte baisse par rapport aux années précédentes.

Évolution du prix de la garantie de capacité entre 2017 et 2024

Année de Livraison Prix de Référence du Marché (PRM)
2018 9 000 € / MW
2020 19 500 € / MW
2021 31 240 € / MW
2023 60 000 € / MW
2024 27 000 € / MW

Comme on peut le constater, le PRM des garanties de capacité a connu une augmentation constante depuis son lancement, atteignant un pic de 60 000 € / MW lors de la dernière enchère de 2023. En 2024, cependant, le Prix de Référence du Marché a chuté de manière significative à 27 000 € / MW.

Évolution du prix des enchères entre 2017 et 2024

Année de Livraison Prix Moyen (€ / MW) Prix Minimal (€ / MW) Prix Maximal (€ / MW)
2024 27 093,81 6 200 35 379,5
2023 45 622,35 41 899,3 60 000
2022 25 858,01 16 641,70 38 966,40
2021 31 241,77 19 220,40 47 401
2020 19 458,28 16 583,90 22 382
2019 17 450,38 12 999,80 18 500,70
2018 9 342,65 9 310 9 375,30
2017 9 999,80 9 999,80 9 999,80

L’évolution des prix des enchères de garanties de capacité montre une fluctuation significative au fil des ans. Le prix moyen a atteint son apogée en 2023 avec 45 622,35 € / MW avant de redescendre en 2024.

Les prix minimaux et maximaux ont également varié, reflétant les conditions du marché et la demande en capacités de production électrique.

Comment expliquer l’augmentation du prix des garanties de capacité ?

L’augmentation du prix des garanties de capacité peut être principalement attribuée à deux facteurs clés :

  1. Le Manque de Disponibilité des Centrales d’EDF
  2. La Domination d’EDF sur le Marché des Garanties de Capacité

Le manque de disponibilité des centrales d’EDF

Les problèmes de corrosion au sein des centrales nucléaires françaises ont eu des répercussions majeures sur le réseau électrique du pays.

En décembre 2022, la situation est devenue critique avec l’arrêt de près de la moitié des réacteurs d’EDF, créant des tensions significatives sur le réseau électrique national. L’année 2022 a été particulièrement difficile pour EDF, avec une production nucléaire atteignant son niveau le plus bas des 30 dernières années.

Cette indisponibilité importante des réacteurs a entraîné une augmentation considérable des prix des garanties de capacité sur le marché Epex Spot. En 2022, les tarifs de ces garanties pour une livraison prévue l’année suivante ont atteint 60 000 € par MW, contre 9 000 € au lancement du dispositif en 2017.

Cette hausse significative reflète l’impact direct des difficultés rencontrées par le parc nucléaire sur le coût et la disponibilité des capacités électriques.

La domination d’EDF sur le marché des garanties de capacité

La délivrance de garanties de capacité implique tous les acteurs de la production d’électricité. En France, EDF, en tant que fournisseur historique, produit la majeure partie de l’électricité, se positionnant ainsi comme le principal émetteur de garanties de capacité sur le marché.

Cette prédominance confère à EDF une influence significative, lui permettant de fixer les prix de ces garanties selon ses propres intérêts.

Cette situation limite la concurrence réelle, car EDF dicte essentiellement les termes en matière de tarification, créant un déséquilibre où l’offre et la demande ne se rencontrent pas véritablement.

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Comment fonctionne le mécanisme de capacité ?

Qu’est-ce qu’un acteur obligé et quels sont leurs rôles ?

Les acteurs obligés jouent un rôle crucial dans le mécanisme de capacité. Pour participer efficacement, ils doivent accomplir plusieurs tâches essentielles :

  1. Déclaration du périmètre d’obligation
    • Les acteurs obligés doivent déclarer leur périmètre d’obligation auprès de RTE (Réseau de Transport d’Électricité) ou de l’entreprise locale de distribution (ELD) concernée. Cette déclaration doit être effectuée au plus tard un mois après leur désignation en tant qu’acteur obligé.
  2. Acquisition des garanties de capacité
    • Ils doivent prouver qu’ils ont acquis suffisamment de garanties de capacité pour couvrir les besoins de consommation de leurs clients pendant les jours de « Période de Pointe 1 » (PP1).
  3. Rattachement des sites
    • Les acteurs obligés doivent informer le gestionnaire de réseau des sites rattachés à leur périmètre. Cette mention doit être faite au plus tard dans le mois suivant la date de début souhaité pour ce rattachement.

Ces étapes assurent que les acteurs obligés contribuent efficacement à la sécurité d’approvisionnement électrique en période de pointe, évitant ainsi les risques de black-out et garantissant la stabilité du réseau électrique.

Qui est concerné par le mécanisme de capacité ?

Les acteurs impliqués

Le mécanisme de capacité implique plusieurs acteurs clés :

  1. Les Fournisseurs d’électricité (acteurs Obligés)
  2. Les gestionnaires de réseau
    • Ils s’occupent de leurs pertes et ne s’approvisionnent pas auprès d’un fournisseur d’électricité.
  3. Les consommateurs finaux
    • Ceux qui ne s’approvisionnent pas auprès d’un fournisseur d’électricité pour une partie ou la totalité de leur consommation.

Responsabilité financière

En parallèle, le Responsable de Périmètre de Certification (RPC) est financièrement responsable des écarts cumulés par les exploitants des capacités de chaque périmètre. Cela inclut souvent :

  • Les Fournisseurs
  • Les agrégateurs d’effacement
  • Les producteurs

Ces responsables assurent que les engagements en matière de capacité sont respectés et gèrent les variations entre la capacité certifiée et la capacité effectivement fournie.

Impact sur les factures des consommateurs

Le surcoût moyen pour les consommateurs professionnels est estimé à environ 2 €/MWh, variant selon le profil de consommation. Voici les estimations pour différents types de sites :

Type de Site Surcoût Estimé (€/MWh)
Site C5 PRO (Tarif Bleu) 2,2 à 2,8
Site C4 (ex-Tarif Jaune) 2 à 2,2
Site C3 (ex-Tarif Vert) 1,5 à 2,2
Site C2 (ex-Tarif Vert) 0 à plus de 5

Une nouvelle composante sur la facture d’électricité

Depuis sa mise en place en 2017, le mécanisme de capacité a introduit une nouvelle composante sur la facture d’électricité de tous les consommateurs, qu’ils soient professionnels ou particuliers. Ce surcoût fonctionne de manière similaire à une taxe sur l’électricité.

Intégration du surcoût

  • Directement dans le Prix de Fourniture d’Électricité : Le surcoût peut être inclus dans le tarif de base de l’électricité.
  • Mentionné Séparément sur la Facture : Alternativement, il peut apparaître comme une ligne distincte sur la facture d’électricité.

Conséquences pour les professionnels et collectivités

Il s’agit donc d’un nouvel élément à prendre en compte dans le calcul global de la facture d’électricité pour les professionnels et les collectivités. Cette composante supplémentaire peut influencer la gestion des coûts énergétiques et nécessite une attention particulière dans la budgétisation et l’optimisation des dépenses d’électricité.

Les jours de pointe nécessitant une capacité de production élevée

RTE et les périodes de pointe de consommation

RTE (Réseau de Transport d’Électricité) est chargé de définir et d’anticiper les périodes de pointe de consommation électrique. Pour ce faire, RTE distingue deux types de jours de pointe :

  1. Les jours PP1
  2. Les jours PP2

Les Jours PP1

Qu’est-ce qu’un Jour PP1 ?

Le terme « PP1 » signifie « Pointe Prévue 1 ». Il désigne les jours où RTE prévoit la plus forte consommation d’électricité au cours de l’année, en dehors des situations exceptionnelles. Cette prévision est basée sur :

  • Analyses météorologiques
  • Données historiques de consommation
  • Facteurs influençant la demande d’électricité (comme les jours de la semaine, avec une consommation généralement plus faible le week-end)

Les jours PP1 visent à assurer une capacité adéquate du système électrique pour répondre à la demande lors des heures de consommation les plus élevées, spécifiquement entre 7h et 15h le matin, et de 18h à 20h le soir.

Quand ont lieu les jours PP1 ?

RTE sélectionne 15 jours PP1 chaque année, qui se répartissent comme suit :

  • 11 jours entre le 1ᵉʳ janvier et le 31 mars
  • 4 jours entre le 1ᵉʳ novembre et le 31 décembre

Les week-ends et les périodes de vacances scolaires de Noël sont exclus de cette sélection.

Les Jours PP2

Qu’est-ce qu’un jour PP2 ?

Les jours PP2 complètent les jours PP1 en incluant des périodes de pointe moins critiques. Un jour PP1 est toujours inclus dans la catégorie des jours PP2, mais l’inverse n’est pas vrai.

Caractéristiques des jours PP2

Il y a entre 15 et 25 jours PP2 par an. Ces jours permettent d’explorer davantage la capacité du système électrique à répondre à la demande en dehors des jours PP1. En incluant ces jours PP2, RTE évalue la robustesse du réseau électrique dans des conditions variées, renforçant ainsi la résilience du système face à différents scénarios et assurant la stabilité de l’approvisionnement électrique.

Type de Jour Période Nombre de Jours par An Exclusions Heures de Pointe
PP1 Janv – Mars (11 jours) Nov – Déc (4 jours) 15 Week-ends, vacances de Noël 7h-15h, 18h-20h
PP2 Toute l’année 15 à 25 Aucune Variées
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Frais supplémentaires liés au profil de consommation

Nous estimons que le surcoût moyen qui sera facturé aux consommateurs professionnels sera de l’ordre de 2 € / MWh. Ce surcoût dépend essentiellement du profil de consommation du site concerné : plus la part d’électricité consommée en heures de pointe (en hiver, en journée) est élevée, plus le coût est important. Pour les sites de puissance souscrite inférieure à 250 kW, nous estimons les surcoûts suivants :

Type de Site Surcoût Estimé (€/MWh)
Site C5 PRO (Tarif Bleu) 2,2 à 2,8
Site C4 (ex-Tarif Jaune) 2 à 2,2
Site C3 (ex-Tarif Vert) 1,5 à 2,2

Pour les sites C2 (ex-Tarif Vert), dont la puissance souscrite dépasse 250 kW, la consommation est mesurée au pas 10 mn. Le surcoût dépend du profil de consommation spécifique du site, et peut donc varier de 0 à plus de 5 € / MWh.

Enfin, même s’il peut y avoir des différences entre les fournisseurs, celles-ci restent assez limitées. Pour un surcoût moyen du mécanisme de capacité de 2 € / MWh, l’écart entre deux fournisseurs ne devrait pas dépasser 0,2 € / MWh.

En revanche, le « format » de ces surcoûts dans la facture des consommateurs peut différer fortement d’un fournisseur à un autre.

Formule de calcul du prix du mécanisme de capacité

Le prix de capacité, qui correspond au coefficient de capacité, varie selon plusieurs facteurs, notamment la consommation du site concerné. Voici comment ce coefficient est calculé pour différents types de consommateurs :

Calcul pour différents profils de consommateurs

Petits consommateurs (Profil C5 ou C4)

Pour les petits consommateurs, le surcoût de capacité est généralement fixé à l’année. Cette somme stable permet aux entreprises de conserver une visibilité optimale sur le montant de leur capacité chaque année.

Consommateurs Intermédiaires (Profil C4, Profil C3)

Pour les consommateurs intermédiaires, le calcul du surcoût de capacité peut différer selon la période de l’année. Par exemple, le coefficient sera élevé pendant les pics de consommation hivernaux et particulièrement bas durant l’été.

Gros consommateurs (Profil C2)

Pour les gros consommateurs, le coefficient de capacité peut être mis à jour tout au long de l’année afin de correspondre à la consommation réelle. Le surcoût peut alors être facturé sous forme d’un abonnement (X € / MW d’obligation de capacité prévisionnelle) ou d’une somme de régularisation à régler en fin d’année.

 

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Les structures du surcoût de capacité

Un coût excédentaire qui dépend du type de sites de consommation

En effet, les structures du surcoût de capacité peuvent différer, selon les fournisseurs, mais aussi selon le type de site considéré. On peut distinguer trois types de structures de coût :

En € / MWh constant toute l’année :

C’est le cas le plus simple, souvent proposé aux sites de faible consommation (C5 – Tarif Bleu et C4 – ex Tarif Jaune). Le client a l’avantage de disposer d’une grande visibilité, mais n’a aucun levier pour faire baisser son surcoût global de capacité.

A noter que certains fournisseurs considèrent que ce format de surcoût leur fait porter davantage de risques : ils peuvent, dans ce cas, appliquer une brique de risque supplémentaire (de 0,2 à 0 ,5 € / MWh).

En € / MWh, différencié selon les heures de l’année :

Ce type d’offre est assez fréquent pour les sites C4 – ex Tarif Jaune et C3 – ex Tarif Vert. Dans ce cas, le client dispose d’une certaine visibilité, et peut également faire baisser son surcoût global de capacité, en faisant diminuer sa consommation de pointe.

En revanche, toute surconsommation sur ces périodes de pointes peut coûter cher.

Sur régularisation en fin d’année :

C’est le format de surcoût proposé en priorité aux sites C2 – ex Tarif Vert à courbe de charge. Dans ce cas, la visibilité est limitée, mais le client a l’assurance de payer pour son obligation réelle. Aussi, le client dispose des leviers pour faire baisser son coût global d’obligation, en diminuant sa consommation durant les heures PP1.

Le format « initial » du surcoût (qui fera l’objet de la régularisation) peut être en € /MWh, ou bien un abonnement, en € par MW d’obligation de capacité prévue.

Les mécanismes de capacité en Europe

Les pratiques liées aux mécanismes de capacité varient à travers l’Europe en fonction des politiques énergétiques et des moyens de production disponibles dans chaque pays.

Types de mécanismes de capacité

Type de Mécanisme Pays Description
Réserve Stratégique Belgique, Allemagne, Pays Nordiques, Lituanie Ces pays mettent en place une réserve stratégique pour assurer la disponibilité de l’énergie en cas de besoin.
Système de Rémunération des Capacités Espagne, Irlande, Grèce Ce système rémunère les capacités pour garantir que les producteurs d’énergie soient prêts à fournir de l’électricité en période de forte demande.
Marché de Capacité Italie, France, Royaume-Uni (ancien membre de l’Union Européenne) Ces pays ont opté pour un marché de capacité, organisant l’échange de garanties de capacité entre producteurs et fournisseurs d’électricité.

Dans tous les cas, les choix des mécanismes de capacité sont basés sur les politiques énergétiques spécifiques et les infrastructures de production d’énergie de chaque pays.