GUIDE · MÉCANISME DE CAPACITÉ
La garantie de capacité
↳ le marché des garanties
Comment se mesure une capacité, comment elle se certifie, comment elle se vend. Le marché, son calendrier d'enchères, et les ordres de grandeur de prix observés ces dernières années.
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L'unité du dispositif
Le mécanisme de capacité a une monnaie : la garantie de capacité. Chaque garantie représente 1 mégawatt de puissance disponible sur une année de livraison donnée. C'est l'unité comptable du dispositif, à la fois ce que doivent acquérir les fournisseurs et ce que peuvent vendre les producteurs et les opérateurs d'effacement.
Une garantie n'est pas un kilowattheure. C'est une obligation de mise à disposition. Quand un producteur certifie 50 garanties pour 2026, il s'engage à pouvoir injecter 50 MW sur le réseau pendant les heures que RTE désignera comme heures de pointe (les PP1 et PP2, sujet de la page dédiée). S'il en est incapable, il subit des pénalités et une partie des garanties lui est retirée.
Comment se mesure la capacité d'un site
La certification est l'opération par laquelle RTE attribue un nombre de garanties à un site de production ou d'effacement. La logique est simple à énoncer : on regarde la puissance qu'un site est capable de fournir au moment où le système est sous tension, et on lui en attribue l'équivalent en garanties.
En pratique, la méthode diffère selon le type de moyen :
Nucléaire, hydraulique de barrage, thermique gaz, biomasse. La puissance certifiée correspond très largement à la puissance nominale, corrigée d'un coefficient de disponibilité statistique reflétant les arrêts pour maintenance et les indisponibilités fortuites. Une tranche nucléaire de 900 MW se certifie typiquement à un niveau proche de sa puissance maximale, sans être nécessairement 900 garanties pleines.
La méthode est statistique. RTE applique aux capacités installées un facteur de capacité observé sur les heures de pointe historiques — bien inférieur au facteur de capacité moyen annuel. Conséquence : un parc éolien de 100 MW se certifie pour seulement quelques pourcents de cette puissance, car le vent et la pointe hivernale sont peu corrélés.
Un opérateur d'effacement agrège des sites industriels capables de réduire leur consommation à la demande. La capacité certifiée correspond à la puissance d'effacement contractualisée, démontrée lors de tests organisés par RTE en cours d'année. Un site qui s'engage à effacer 5 MW sur appel reçoit la certification correspondante, et son opérateur peut vendre les garanties associées.
Depuis 2017, les capacités étrangères peuvent participer au mécanisme par les interconnexions, sous des règles spécifiques. C'est une part marginale mais croissante du dispositif.
Le processus de certification est annuel et contradictoire : l'exploitant déclare sa puissance, RTE valide, des révisions peuvent intervenir en cours d'année. À la fin du processus, l'exploitant détient un volume de garanties qu'il peut soit conserver (s'il est aussi fournisseur), soit vendre sur le marché.
Côté fournisseur : l'obligation de capacité
Pour un fournisseur, l'obligation est la mécanique inverse de la certification. À partir des consommations de ses clients, RTE calcule une obligation individuelle exprimée en garanties, qu'il doit couvrir intégralement avant la fin de l'année de livraison.
Le calcul de l'obligation s'appuie sur deux ingrédients :
- Les consommations réelles des clients du fournisseur pendant les heures de pointe (PP1, PP2) de l'année de livraison. Pas la consommation annuelle ; uniquement celle qui tombe sur les jours et heures que RTE a désignés comme tendus.
- Un coefficient de sécurité fixé par RTE pour couvrir l'aléa, garantir que la somme des obligations couvre intégralement la pointe nationale (avec une marge).
Conséquence : le fournisseur ne connaît son obligation exacte qu'après la fin de l'année de livraison, quand toutes les consommations ont été mesurées. Il doit donc anticiper ses achats de garanties, en se basant sur les profils prévisionnels de ses clients. Une erreur d'anticipation se solde par un ajustement final — en achat complémentaire si l'obligation s'avère plus élevée que prévu, ou en revente s'il en a acheté trop.
Le marché : où se vendent les garanties
Les garanties s'échangent sur deux canaux complémentaires.
Plusieurs sessions par an, organisées par EPEX SPOT sous la supervision de RTE et de la CRE. Chaque session porte sur une année de livraison spécifique. Les enchères sont anonymes, le prix de clôture est public — c'est lui qui sert de référence de marché. Plusieurs sessions se succèdent pour la même année de livraison à mesure qu'elle approche, permettant aux acteurs d'ajuster leur exposition.
Des transactions bilatérales entre acteurs, déclarées au registre tenu par RTE. Volumes et conditions négociés de gré à gré, prix non publics au moment de la transaction. Une part significative des volumes passe par ce canal, notamment pour les contrats long terme entre producteurs et fournisseurs intégrés.
Le registre des garanties de capacité, tenu par RTE, enregistre toutes les transactions et tous les transferts de propriété. C'est l'équivalent d'un titre dématérialisé : une garantie a un propriétaire à chaque instant, identifiable. À la fin de l'année de livraison, RTE compare les obligations de chaque fournisseur aux garanties qu'il détient dans son registre, et applique pénalités ou rétrocessions le cas échéant.
Le calendrier annuel
Une année de livraison (notée AL = N) n'est pas couverte d'un coup. Les enchères et les transactions s'étalent sur plusieurs années avant et pendant la période concernée. C'est l'aspect du dispositif qui surprend souvent — pour couvrir l'hiver 2027, on commence à négocier en 2024.
Le calendrier-type, simplifié :
| Période | Évènement | Quoi |
|---|---|---|
| AL−4 à AL−1 | Enchères pluriannuelles | Première fixation de prix pour l'année de livraison N. Volumes limités, signal de long terme. |
| AL−1 | Enchères annuelles | Sessions principales. La plus grande part des volumes se traite ici. C'est cette enchère qui sert de référence dans la majorité des cotations B2B. |
| Année AL (N) | Année de livraison | Les capacités certifiées doivent être effectivement disponibles sur les jours PP1 et PP2 désignés par RTE. |
| AL+1 | Réajustement et notification finale | RTE calcule les obligations définitives à partir des consommations mesurées. Soldes en achat ou en revente. |
| AL+2 | Clôture comptable | Pénalités éventuelles pour défaut de certification ou défaut de couverture. |
Conséquence pratique pour le courtage : quand vous cotez un Cal+2 ou un Cal+3, le prix capacité de la dernière année du contrat est encore en formation sur le marché. Les enchères pluriannuelles ont eu lieu, mais l'enchère principale (AL−1) ne se tiendra qu'après la signature. Le fournisseur intègre donc un prix qui est en partie une référence de marché actuelle, en partie une hypothèse d'évolution.
Les niveaux de prix observés
Donner un prix ponctuel des garanties n'aurait pas beaucoup de sens : il varie selon l'année de livraison, le moment de l'enchère, l'équilibre offre-demande, et l'horizon (la livraison N+1 et la livraison N+3 ne cotent pas au même prix le même jour). Quelques ordres de grandeur observés sur la période récente, simplement pour situer :
- Les enchères ont historiquement coté entre quelques milliers et plusieurs dizaines de milliers d'euros par MW, exprimé en €/MW pour l'année de livraison concernée. C'est l'unité de référence.
- Les prix ont connu une volatilité significative depuis 2017, avec des années calmes et des années marquées par des tensions plus fortes — notamment quand le solde production-consommation national a inquiété (épisodes d'indisponibilités nucléaires, vagues de froid prolongées).
- La fin de l'ARENH au 31 décembre 2025 est un facteur structurel à intégrer pour la lecture des prix 2026 et au-delà : les fournisseurs alternatifs ne reçoivent plus de garanties associées à des volumes ARENH, leurs besoins d'achat de marché augmentent en proportion.
Pour un courtier, retenir le mécanisme plus que le niveau : le prix d'une garantie multiplie le coefficient horosaisonnier capacité d'un client pour produire sa prime capacité annuelle. Les détails de ce calcul sont traités dans la page suivante.
Ce que le mécanisme ne fait pas
Trois confusions courantes valent d'être levées d'emblée.
Le mécanisme de capacité n'achète pas d'énergie. Il achète de la disponibilité. Un client paie sa prime capacité même les années où il consomme peu sur les pointes — c'est le profil moyen prévisionnel qui détermine le coefficient. À l'inverse, l'énergie reste payée séparément, sur le marché de gros, et apparaît dans la composante « énergie » du contrat B2B.
Le mécanisme de capacité ne se substitue pas au TURPE. Le TURPE finance le réseau (transport et distribution), le mécanisme de capacité finance la disponibilité de la production. Ce sont deux dispositifs régulés, parallèles, qui apparaissent sur deux lignes distinctes de la facture B2B. Voir notre guide TURPE 7 pour le premier.
Le mécanisme de capacité n'est pas une taxe. Il n'est pas perçu par l'État. C'est un coût de marché — fonction du prix d'équilibre des enchères et du profil capacitaire du client — répercuté par le fournisseur. Les recettes ne vont pas à l'État mais aux exploitants de capacité (producteurs et effaceurs) qui ont vendu les garanties.
L'évolution récente du dispositif
Trois éléments structurants sont à suivre pour les courtiers B2B :
- Sortie de l'ARENH (31 décembre 2025). Réorganisation complète du marché des garanties à partir de 2026. La part des volumes échangée sur enchères publiques augmente mécaniquement.
- Montée des capacités d'effacement. Le rôle des opérateurs d'effacement croît à mesure que la flexibilité côté demande devient une ressource pilotée. Conséquence indirecte : un site industriel agréé pour s'effacer peut diminuer sa contribution capacitaire effective — un levier rarement exploité dans les portefeuilles B2B.
- Intégration européenne. Les capacités étrangères participent par les interconnexions, dans un cadre validé par la Commission européenne. Les règles évoluent à un rythme propre, à surveiller pour les contrats longs.
Avec ces bases, la lecture d'une cotation devient lisible. La page suivante entre dans le calcul concret de la prime capacité telle qu'elle apparaît sur la facture d'un client B2B.