Mécanisme de capacité : la bascule du 1er novembre 2026 et ce qu'il faut faire maintenant

Dans moins de trois semaines, le 1er novembre 2026, le mécanisme de capacité français change de nature. Le système décentralisé né en 2017 reposait sur une obligation individuelle de chaque fournisseur, qui devait se couvrir en garanties de capacité. Il laisse la place à un dispositif centralisé où RTE achète lui-même la capacité nécessaire à la sécurité d’approvisionnement, puis en répercute le coût sur les fournisseurs. La réforme a été votée en 2025, dans le même mouvement législatif que le dispositif post-ARENH. Son cadre réglementaire a été précisé au printemps 2026 (le cabinet Seban Avocats l’a analysé dans une note intitulée « Précisions sur le cadre règlementaire du nouveau mécanisme de capacité »). Les décryptages se multiplient à l’approche de l’échéance, notamment celui qu’EDF a publié mi-septembre 2026 sous le titre « Mécanisme de capacité : évolution, fonctionnement et impacts pour les entreprises ».

Notre article Garanties de capacité : comprendre le mécanisme et optimiser ses obligations décrivait l’ancien système. Ici, on parle de la transition : ce qui disparaît, ce qui arrive, ce qui n’est pas encore tranché ou pas encore publié, et surtout ce qu’un fournisseur, un courtier ou un responsable d’équilibre doit avoir sécurisé avant la date de bascule. Précision de méthode : au moment où nous écrivons, nous ne disposons pas d’un chiffre officiel et vérifié sur le niveau unitaire du coût de capacité répercuté pour l’hiver 2026-2027. Nous n’en citerons donc aucun, et les exemples chiffrés de cet article sont des hypothèses pédagogiques, signalées comme telles.

Ce qui bascule le 1er novembre 2026

D’une obligation individuelle à un acheteur unique

Dans l’ancien système, chaque fournisseur était un « acteur obligé ». RTE calculait son obligation à partir de la consommation de ses clients pendant les jours de pointe PP1, extrapolée à une situation de froid extrême. Le fournisseur devait détenir le nombre de garanties correspondant, achetées aux enchères organisées sur EPEX SPOT ou de gré à gré. En cas d’écart, il payait un règlement financier. Le prix de la capacité était donc un prix de marché, connu par paliers au fil des enchères, et chaque fournisseur portait son propre risque de volume et de prix.

Le nouveau mécanisme renverse cette logique. Selon le schéma présenté par RTE lors des concertations, le gestionnaire du réseau de transport contracte directement les capacités (production, stockage, effacement) lors d’enchères centralisées. Il le fait à plusieurs horizons : une enchère principale plusieurs années avant la période de livraison, puis des enchères d’ajustement plus proches. Le coût total ainsi engagé est ensuite réparti entre les fournisseurs au prorata de la consommation de leur portefeuille sur des périodes de pointe définies par RTE. Le fournisseur n’achète plus de capacité. Il reçoit une facture de capacité, dont l’assiette dépend du profil de ses clients pendant les heures de tension.

Ce qui disparaît du quotidien opérationnel

Pour les équipes d’approvisionnement, trois choses s’arrêtent : le calcul prévisionnel d’une obligation à couvrir, les achats de garanties sur EPEX SPOT ou en bilatéral, et le règlement des écarts d’obligation. Avec elles disparaît une référence de prix que beaucoup de contrats B2B utilisaient comme indice : le résultat des enchères de garanties de capacité. C’est le point le plus sous-estimé de la réforme. Le jour où l’indice n’est plus publié, toute clause indexée dessus devient inapplicable si elle n’a pas été réécrite.

Ce qui reste à vérifier

Plusieurs paramètres conditionnent directement le pricing. À notre connaissance, ils ne font pas encore l’objet d’une information publique consolidée et facile à exploiter, ou alors nous n’avons pas pu les vérifier :

le niveau du coût unitaire répercuté pour la première période de livraison, et la date à laquelle il est figé ;
la définition opérationnelle des périodes de pointe (nombre d’heures, mois concernés, délai de prévenance, canal de signalement) ;
le calendrier et la périodicité de la facturation de RTE aux fournisseurs, ainsi que les éventuelles garanties financières exigées ;
le traitement de la fin de l’ancien dispositif : solde des obligations résiduelles, sort des garanties détenues, règlements finaux.

La seule source qui fait foi est l’ensemble des règles du mécanisme publiées par RTE et des délibérations de la CRE qui s’y rapportent. Si vos équipes n’ont pas encore relu la version en vigueur, c’est la première action de la liste.

Fournisseurs : réécrire la chaîne capacité de bout en bout

Le pricing : passer du prix d’un certificat à un coût sur la pointe

Avec l’ancien système, la composante capacité d’une offre se construisait ainsi : obligation estimée du client (en MW) multipliée par un prix de garantie (en €/MW), puis rapportée au volume annuel pour obtenir des €/MWh. Avec le nouveau système, la brique de base devient la consommation du client pendant les périodes de pointe, multipliée par le coût unitaire répercuté par RTE.

La logique de fond ne change pas : un client thermosensible coûte plus cher en capacité qu’un client plat. Mais le calcul devient plus direct, et donc plus sensible à la qualité des données. Voici une illustration purement pédagogique. Prenons deux sites qui consomment chacun 1 GWh par an. Le premier, un bâtiment tertiaire chauffé à l’électricité, réalise 6 % de sa consommation annuelle pendant les heures de pointe. Le second, un process industriel en trois-huit, n’en réalise que 2 %. À coût unitaire identique, le premier porte trois fois plus de coût de capacité que le second. Si votre moteur de pricing applique encore un forfait capacité en €/MWh par segment tarifaire, ces deux clients reçoivent le même prix. Vous perdez de l’argent sur le premier et vous êtes trop cher sur le second, donc exposé à la concurrence.

Pour les sites télérelevés, il faut récupérer la courbe de charge historique et la croiser avec le calendrier des pointes. Les méthodes sont décrites dans notre guide sur les API Enedis et GRDF. Pour les sites profilés, la consommation de pointe est reconstituée par les profils Enedis. Le coût de capacité dépend alors de la manière dont les coefficients de profil traitent les jours froids : relisez sur ce point notre article sur les coefficients P4.

Restent deux questions de pricing. Faut-il intégrer une prime de risque tant que le coût unitaire n’est pas figé ? Et comment traiter les contrats pluriannuels qui couvrent des périodes de livraison dont les enchères n’ont pas toutes eu lieu ? Il n’existe pas de réponse universelle. Ce qu’on peut affirmer, c’est qu’un prix ferme sur trois ans incluant la capacité est, aujourd’hui, un pari sur un paramètre administré dont l’historique est inexistant.

Les contrats en cours qui enjambent la date

C’est le chantier le plus urgent. Un contrat B2B signé en 2025 pour une livraison 2026-2027 contient en général l’une de ces trois formulations : une capacité incluse dans un prix ferme, une capacité refacturée au coût réel selon le résultat des enchères EPEX, ou une clause générale de répercussion des évolutions réglementaires et fiscales.

Dans le premier cas, le fournisseur porte seul l’écart entre ce qu’il avait anticipé et ce que RTE lui facturera. Il doit le mesurer contrat par contrat, ce qui suppose de connaître la consommation de pointe de chaque site. Dans le deuxième cas, l’indice de référence cesse d’exister pour les périodes postérieures au 1er novembre. Sans clause de substitution, l’exécution de la clause devient litigieuse. Il faut proposer un avenant qui désigne la nouvelle référence (le coût répercuté par RTE, appliqué à la consommation de pointe du site ou à une assiette conventionnelle). Dans le troisième cas, la clause de changement réglementaire peut suffire, à condition que sa rédaction vise bien les évolutions de mécanismes de marché et pas seulement les taxes. Ce point mérite une lecture juridique, pas une interprétation commerciale.

Côté particuliers et petits professionnels, la question se pose dans les conditions générales et dans les fiches descriptives des offres. Toute évolution de prix liée à la réforme doit respecter les règles d’information préalable du Code de la consommation. Si vous comptiez la répercuter dès novembre, vous êtes déjà en retard.

Le système d’information et la facturation

Dans la plupart des ERP énergie, la capacité est une ligne de prix paramétrée par offre, souvent en €/MWh ou en €/kVA, parfois noyée dans le prix de l’énergie. Le nouveau mécanisme oblige à faire trois choses : stocker un calendrier de périodes de pointe, calculer par point de livraison une consommation sur ces périodes, et rapprocher la somme de ces consommations de la facture de RTE pour contrôler le coût. C’est un travail de rapprochement comparable à celui qu’on mène sur la réconciliation Enedis. Il demande les mêmes réflexes : ne pas attendre la facture définitive pour découvrir un écart de périmètre.

Si votre éditeur n’a pas encore livré d’évolution, posez-lui trois questions précises. Le calendrier des pointes est-il importable automatiquement ? Le calcul par PDL fonctionne-t-il aussi bien pour les courbes de charge que pour les profils ? Le module de contrôle des factures gère-t-il un nouveau type de facture émise par RTE ?

La trésorerie

Dans l’ancien système, l’achat de garanties était un décaissement que le fournisseur pouvait étaler selon sa stratégie d’achat. Il pouvait aussi le décaler, voire le différer jusqu’au règlement des écarts. Désormais, le calendrier est imposé par le rythme de facturation de RTE, que nous ne sommes pas en mesure de détailler ici avec certitude. Pour un fournisseur en croissance, la différence peut être sensible sur le besoin en fonds de roulement, surtout en hiver : c’est au même moment que pèsent les achats d’énergie les plus chers et les retards d’encaissement. Intégrez cette ligne dans vos prévisions de trésorerie dès que les modalités sont connues. Les mécanismes de garanties sont développés dans notre article sur la gestion du collatéral.

Courtiers : sécuriser les offres et les comparatifs

Lire la ligne capacité dans les offres reçues

Pendant la période de transition, la composante capacité ne sera pas traitée de manière homogène d’un fournisseur à l’autre. L’un l’intègre dans un prix ferme avec une prime de risque. Un autre la refacture « au réel » sur la base du coût RTE. Un troisième l’affiche en €/MWh forfaitaire avec une clause de révision. Comparer ces offres sur le seul prix total en €/MWh revient à comparer un prix ferme avec un prix indexé. Le courtier qui présente un tableau comparatif sans neutraliser cette différence expose son client, et s’expose lui-même à une contestation.

La bonne pratique consiste à demander à chaque fournisseur, dans le cahier des charges de consultation, trois informations : le mode de traitement de la capacité (inclus, refacturé, forfaitaire révisable), l’assiette retenue (consommation de pointe réelle du site, profil, forfait) et la clause applicable en cas d’évolution du coût unitaire. Si vous avez automatisé vos cotations (voir notre guide), ajoutez ces champs à votre modèle de données plutôt que de les traiter en commentaire libre.

Conseiller sur la forme de consommation

La réforme redonne un argument commercial concret au pilotage de la pointe. Chaque MWh déplacé hors des périodes de tension réduit directement l’assiette du coût de capacité, à condition que l’offre soit construite sur la consommation réelle du site et pas sur un forfait. Pour un client multisite disposant de charges modulables (froid industriel, recharge de flotte, eau chaude), le courtier peut désormais chiffrer la valeur d’un effacement ciblé. Ce chiffrage reste sous hypothèses tant que le coût unitaire n’est pas connu, mais l’ordre de grandeur de l’assiette, lui, se calcule dès maintenant à partir de la courbe de charge.

Les consultations en cours pour 2027

Beaucoup d’acheteurs finalisent en ce moment leurs contrats pour le 1er janvier 2027. Un contrat signé aujourd’hui doit nommer explicitement le nouveau mécanisme, et non « les garanties de capacité » au sens de l’ancien dispositif. Il doit aussi prévoir le sort de la composante si les règles évoluent encore en cours d’exécution. Une rédaction floue aujourd’hui, c’est un différend de facturation au printemps.

Responsables d’équilibre et agrégateurs : un signal de pointe à intégrer

Le responsable d’équilibre n’était pas l’acteur obligé dans l’ancien système et ne le devient pas dans le nouveau. Il n’est pas pour autant à l’écart. D’abord, les fournisseurs qui délèguent leur équilibre attendent souvent de leur RE des prévisions de consommation fines. La consommation sur les heures de pointe devient une donnée commerciale à part entière. Un RE capable de la prévoir et de la restituer par sous-périmètre apporte une vraie valeur à ses clients fournisseurs. Ensuite, les jours de pointe coïncident généralement avec les tensions les plus fortes sur le day-ahead et l’intraday, et avec des prix de règlement des écarts potentiellement élevés. Le signal de pointe devient donc un input commun au pricing de la capacité et à la gestion du risque d’écart. Ce sujet rejoint celui du coût de forme abordé dans notre article sur les prix spot de l’automne 2026.

Pour les opérateurs d’effacement et les exploitants de stockage, la logique de valorisation change aussi. La capacité ne se vend plus à des fournisseurs sous forme de garanties : elle se propose à RTE lors des enchères centralisées. Les contrats bilatéraux qui reposaient sur la revente de garanties à un fournisseur partenaire sont à revoir. La coordination entre les activations d’effacement et les programmes déclarés au périmètre d’équilibre doit rester cohérente, selon les mêmes principes que ceux décrits dans notre article sur le mécanisme d’ajustement.

Ce qu’il faut avoir fait d’ici le 1er novembre, et juste après

Le calendrier est court. Voici les priorités dans l’ordre où nous les traiterions :

Relire la version en vigueur des règles du mécanisme publiées par RTE et les délibérations associées de la CRE, puis consigner dans une note interne les réponses aux points encore ouverts (coût unitaire, définition des pointes, facturation, fin de l’ancien dispositif).
Recenser tous les contrats actifs au 1er novembre 2026 qui contiennent une référence aux garanties de capacité ou aux enchères EPEX, et les classer selon le type de clause (prix ferme, refacturation indexée, clause réglementaire).
Préparer les avenants de substitution d’indice pour les contrats indexés, et chiffrer l’exposition sur les contrats à prix ferme à partir de la consommation de pointe de chaque site.
Mettre à jour le moteur de pricing pour que le coût de capacité soit calculé sur la consommation de pointe et non plus sur un forfait par segment, avec une prime de risque explicite tant que le coût unitaire n’est pas connu.
Valider avec l’éditeur de votre ERP les évolutions nécessaires : calendrier des pointes, calcul par PDL, contrôle des factures RTE. Intégrer la nouvelle ligne dans le plan de trésorerie de l’hiver.

Après la bascule, la vigilance porte sur la première facture de capacité émise par RTE. Rapprochez-la ligne à ligne de votre estimation interne. Un écart à ce stade révèle presque toujours un problème de périmètre ou de données de pointe, pas une erreur du gestionnaire de réseau. C’est aussi le moment de mesurer, portefeuille par portefeuille, si le coût réel s’écarte des hypothèses retenues dans les offres signées depuis l’été. Ce retour d’expérience servira de base au pricing des renouvellements du printemps 2027.

Gridaria accompagne les fournisseurs, courtiers et responsables d’équilibre dans la transition vers le nouveau mécanisme de capacité, du pricing à la révision des contrats. Prenez contact →