{"id":20843,"date":"2026-09-23T09:00:53","date_gmt":"2026-09-23T07:00:53","guid":{"rendered":"https:\/\/hayaenergy.com\/?p=20843"},"modified":"2026-09-23T10:24:50","modified_gmt":"2026-09-23T08:24:50","slug":"blog-2026-cout-securite-approvisionnement-en-europe","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/hayaenergy.com\/fr\/blog-2026-cout-securite-approvisionnement-en-europe\/","title":{"rendered":"Quel est le co\u00fbt pour garantir la s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement en Europe ?"},"content":{"rendered":"

Le 6 juillet dernier, RTE a organis\u00e9 la premi\u00e8re ench\u00e8re dans le cadre du nouveau m\u00e9canisme de capacit\u00e9 centralis\u00e9 pour la p\u00e9riode de livraison de l\u2019hiver 2026-2027. L\u2019ench\u00e8re a attribu\u00e9 82.45 GW au prix de 28,183 \u20ac\/MW\/an, ce qui repr\u00e9sente une r\u00e9mun\u00e9ration de pr\u00e8s de 1 394 millions d\u2019euros.<\/p>\n

Ce r\u00e9sultat offre une premi\u00e8re valeur \u00e9conomique pour ce nouveau dispositif : la courbe de la demande a conduit \u00e0 la contractualisation de 3.45 GW au-del\u00e0 du Cref de 79 GW. Et,\u00a0les CCGT ont d\u00e9termin\u00e9 le prix marginal. Cependant, l\u2019application du PPI (Prix Plafond Interm\u00e9diaire) implique que la majeure partie de la capacit\u00e9 contractualis\u00e9e ne recevra que 15,000 \u20ac\/MW\/an.<\/p>\n

Ces r\u00e9sultats interviennent dans un contexte de croissance des m\u00e9canismes de capacit\u00e9 en Europe. Selon l\u2019ACER, les \u00c9tats membres ont consacr\u00e9 environ 6 500 millions d\u2019euros \u00e0 ces m\u00e9canismes en 2024, bien que le co\u00fbt support\u00e9 par les consommateurs pr\u00e9sente des diff\u00e9rences tr\u00e8s significatives d\u2019un pays \u00e0 l\u2019autre.<\/p>\n

L’ench\u00e8re fran\u00e7aise offre un nouveau point de r\u00e9f\u00e9rence pour comparer ces m\u00e9canismes.<\/p>\n

La premi\u00e8re ench\u00e8re du nouveau m\u00e9canisme fran\u00e7ais et le co\u00fbt de la s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement en Europe<\/strong><\/p>\n

Il y a un an, nous avions analys\u00e9 dans notre newsletter (Vers un nouveau m\u00e9canisme de capacit\u00e9 en France<\/a><\/span>) la refonte du m\u00e9canisme de capacit\u00e9 sous un mod\u00e8le centralis\u00e9 g\u00e9r\u00e9 par RTE. La premi\u00e8re ench\u00e8re a d\u00e9sormais permis d\u2019observer comment cette conception se traduit en r\u00e9sultats \u00e9conomiques.<\/p>\n

Pour l\u2019hiver 2026-2027, 82.45 GW ont \u00e9t\u00e9 certifi\u00e9s au prix de 28,183 \u20ac\/MW\/an et une r\u00e9mun\u00e9ration globale d\u2019environ 1,394 millions d\u2019euros. La p\u00e9riode de livraison s\u2019\u00e9tend du 1er novembre 2026 au 31 mars 2027.<\/p>\n

Comment la demande de capacit\u00e9 est-elle \u00e9tablie ?<\/strong><\/p>\n

RTE ne fixe pas un volume unique de capacit\u00e9 \u00e0 contracter, mais une courbe de demande \u00e9lastique.<\/p>\n

La principale r\u00e9f\u00e9rence est le Cref, c’est-\u00e0-dire le volume de capacit\u00e9 certifi\u00e9e n\u00e9cessaire pour respecter le crit\u00e8re de s\u00e9curit\u00e9 d’approvisionnement. Pour le d\u00e9terminer, RTE part d’un sc\u00e9nario prospectif de demande et du parc \u00e9lectrique pr\u00e9vu, puis ajuste la capacit\u00e9 disponible jusqu’\u00e0 ce que ce crit\u00e8re soit atteint. Pour 2026-2027, ce calcul aboutit \u00e0 un Cref de 79 GW.<\/p>\n

La deuxi\u00e8me r\u00e9f\u00e9rence est le CONE (Cost of New Entry), qui repr\u00e9sente le co\u00fbt annuel de la mise \u00e0 disposition d\u2019une nouvelle capacit\u00e9 et s\u2019\u00e9l\u00e8ve \u00e0 60,000 \u20ac\/MW\/an. La courbe s\u2019articule autour du point (Cref, CONE) : si la capacit\u00e9 disponible est plus faible, le prix augmente, renfor\u00e7ant ainsi l\u2019incitation \u00e0 maintenir ou \u00e0 int\u00e9grer de la capacit\u00e9 ; s\u2019il y a une plus grande disponibilit\u00e9, le prix diminue. Le m\u00e9canisme peut ainsi contracter un volume sup\u00e9rieur ou inf\u00e9rieur au Cref en fonction du prix des offres re\u00e7ues.<\/p>\n

\"RTE
Courbe th\u00e9orique de la demande (Source : RTE)<\/figcaption><\/figure>\n

Pour 2026-2027, la courbe est compl\u00e9t\u00e9e par un prix maximal de 72,000 \u20ac\/MW\/an et une fourchette d\u2019\u00e9lasticit\u00e9 comprise entre Cmin = 78,5 GW et Cmax = 85,5 GW. Ainsi, le volume finalement contract\u00e9 peut se situer au-dessus ou en dessous de Cref en fonction du prix r\u00e9sultant de l\u2019ench\u00e8re.<\/p>\n

Le dimensionnement de la courbe de demande pour 2026-2027 repose sur le sc\u00e9nario de consommation \u00ab\u00a0D\u00e9carbonation lente \u2013 non atteinte des objectifs publics<\/a><\/span>\u00a0\u00bb du Bilan pr\u00e9visionnel de RTE.<\/p>\n

\"Demand
Courbes de demande pour PL2026\/27 (Source : RTE)<\/figcaption><\/figure>\n

Le dimensionnement int\u00e8gre en outre une contribution transfrontali\u00e8re de 14.25 GW, prise implicitement en compte lors du calcul des besoins fran\u00e7ais en capacit\u00e9. Le Cref tient donc d\u00e9j\u00e0 compte de la contribution attendue des interconnexions. Le m\u00e9canisme r\u00e9serve \u00e9galement 4.7 GW aux flexibilit\u00e9s d\u00e9carbon\u00e9es, notamment les batteries, le pompage et la r\u00e9ponse de la demande.<\/p>\n

La certification de la capacit\u00e9 disponible<\/strong><\/p>\n

Avant de participer, les actifs doivent certifier leur capacit\u00e9, afin que les MW pris en compte refl\u00e8tent leur contribution effective \u00e0 la s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement. Un MW install\u00e9 n\u2019\u00e9quivaut pas n\u00e9cessairement \u00e0 un MW certifi\u00e9 : RTE applique des coefficients diff\u00e9renci\u00e9s en fonction de la technologie et de ses caract\u00e9ristiques.<\/p>\n

Pour 2026-2027, 2,164 entit\u00e9s ont \u00e9t\u00e9 certifi\u00e9es, soit 86.20 GW, dont 86.05 GW ont finalement \u00e9t\u00e9 propos\u00e9s lors de l\u2019ench\u00e8re. Le point d\u2019\u00e9quilibre entre l\u2019offre et la demande s\u2019est situ\u00e9 \u00e0 82.45 GW et 28,183 \u20ac\/MW\/an. Ainsi, 3.45 GW ont \u00e9t\u00e9 certifi\u00e9s au-del\u00e0 du Cref et CCGT ont constitu\u00e9 la technologie marginale.<\/p>\n

Cependant, le prix de 28,183 \u20ac\/MW\/an ne correspond pas \u00e0 la r\u00e9mun\u00e9ration de l\u2019ensemble de la capacit\u00e9 contract\u00e9e. Les capacit\u00e9s existantes de production et de stockage sont, par d\u00e9faut, soumises au PPI (Prix Plafond Interm\u00e9diaire), qui limite leur r\u00e9mun\u00e9ration \u00e0 15,000 \u20ac\/MW\/an, sauf certaines d\u00e9rogations.<\/p>\n

Enfin, environ 11.5 GW sous contrat b\u00e9n\u00e9ficient du prix de rencontre entre l\u2019offre et la demande, tandis que 70.9 GW b\u00e9n\u00e9ficient du PPI. En cons\u00e9quence, la r\u00e9mun\u00e9ration globale s\u2019\u00e9l\u00e8ve \u00e0 environ 1 394 millions d\u2019euros, soit nettement moins que celle qui r\u00e9sulterait de l\u2019application du prix de rencontre \u00e0 l\u2019ensemble de la capacit\u00e9 certifi\u00e9es.<\/p>\n

\"Certified
Volumes certifi\u00e9s pour 2026-2027. Source : RTE<\/figcaption><\/figure>\n

Le co\u00fbt du m\u00e9canisme est r\u00e9percut\u00e9 sur les consommateurs par l\u2019interm\u00e9diaire des fournisseurs, dont la contribution d\u00e9pend de la consommation de leurs clients pendant les p\u00e9riodes de pointe (PP) pertinentes pour la s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement. \u00c0 titre de r\u00e9f\u00e9rence, les 1 394 millions d\u2019euros \u00e9quivalent \u00e0 environ 3,1 \u20ac\/MWh s\u2019ils sont r\u00e9partis sur l\u2019ensemble de la demande d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 fran\u00e7aise.<\/p>\n

Co\u00fbt de la capacit\u00e9 en Europe<\/strong><\/p>\n

Selon l\u2019ACER[1]<\/sup><\/a>, en 2024, pr\u00e8s de 11 000 millions d\u2019euros ont \u00e9t\u00e9 consacr\u00e9s dans l\u2019UE \u00e0 des mesures de s\u00e9curit\u00e9 d\u2019approvisionnement, dont environ 6 500 millions ont correspondu \u00e0 des m\u00e9canismes de capacit\u00e9. Les prix des ench\u00e8res varient d\u2019un pays \u00e0 l\u2019autre.<\/p>\n

La France, la Belgique et l\u2019Italie disposent de m\u00e9canismes de capacit\u00e9 \u00e0 port\u00e9e g\u00e9n\u00e9rale, tandis que l\u2019Allemagne maintient actuellement une r\u00e9serve strat\u00e9gique. L\u2019Espagne a d\u00e9j\u00e0 obtenu l\u2019approbation europ\u00e9enne pour son nouveau m\u00e9canisme, mais ne dispose pas encore de r\u00e9sultats d\u2019ench\u00e8res.<\/p>\n

\"Tableau.<\/p>\n

Tableau: Comparaison des m\u00e9canismes de capacit\u00e9 en Europe<\/p>\n

Sources : ACER, Commission europ\u00e9enne, r\u00e9gulateurs nationaux, gestionnaires de r\u00e9seaux \u00e9lectriques. \u00c9laboration : Haya Energy Solutions.<\/em><\/p>\n

La comparaison met en \u00e9vidence des diff\u00e9rences significatives dans le co\u00fbt des m\u00e9canismes. L\u2019Italie pr\u00e9sente le co\u00fbt relatif le plus \u00e9lev\u00e9, avec environ 7.8 \u20ac\/MWh, contre 3.1 \u20ac\/MWh en France et 1.6 \u20ac\/MWh en Belgique. L\u2019Allemagne se situe autour de 0.3 \u20ac\/MWh, bien que sa r\u00e9serve strat\u00e9gique ne r\u00e9mun\u00e8re que 1.3 GW, un volume bien inf\u00e9rieur \u00e0 celui souscrit par les m\u00e9canismes \u00e0 port\u00e9e g\u00e9n\u00e9rale.<\/p>\n

Ces chiffres ne sont pas directement comparables. Les m\u00e9canismes diff\u00e8rent en termes de produit souscrit, de volume r\u00e9mun\u00e9r\u00e9, de dur\u00e9e des contrats et de traitement des capacit\u00e9s existantes et nouvelles. De plus, le prix marginal ne d\u00e9termine pas n\u00e9cessairement le co\u00fbt annuel du m\u00e9canisme. En Belgique, par exemple, le m\u00e9canisme pour 2026-2027 repr\u00e9sente un co\u00fbt de 125,4 M\u20ac, soit un co\u00fbt moyen de 20,2 k\u20ac\/MW, tandis que le prix moyen pond\u00e9r\u00e9 de la derni\u00e8re ann\u00e9e N-1 s\u2019\u00e9levait \u00e0 14,1 k\u20ac\/MW\/an. Le m\u00eame ph\u00e9nom\u00e8ne s\u2019observe en Italie, o\u00f9 le co\u00fbt de 2027 int\u00e8gre les r\u00e9mun\u00e9rations des nouvelles capacit\u00e9s attribu\u00e9es lors d\u2019ench\u00e8res pr\u00e9c\u00e9dentes.<\/p>\n

Les derni\u00e8res r\u00e9f\u00e9rences de prix montrent \u00e9galement des diff\u00e9rences substantielles : 28,2 k\u20ac\/MW\/an en France, 14,1 k\u20ac\/MW\/an en moyenne pour l\u2019ann\u00e9e N-1 en Belgique et 47 k\u20ac\/MW\/an pour la capacit\u00e9 nationale lors de l\u2019Asta Madre italienne de 2027. L\u2019Espagne ne dispose pas encore de r\u00e9f\u00e9rence, tandis que les 100 k\u20ac\/MW\/an en Allemagne correspondent \u00e0 un produit diff\u00e9rent : une r\u00e9serve strat\u00e9gique de capacit\u00e9.<\/p>\n

Perspectives<\/strong><\/p>\n

La premi\u00e8re ench\u00e8re ne constitue que le point de d\u00e9part du nouveau m\u00e9canisme fran\u00e7ais. Son dispositif \u00e9voluera vers des contrats pluriannuels pour les nouvelles capacit\u00e9s, d\u2019une dur\u00e9e pouvant aller jusqu\u2019\u00e0 15 ans pour les projets r\u00e9pondant aux crit\u00e8res d\u2019\u00e9ligibilit\u00e9. Ces contrats apporteront une plus grande visibilit\u00e9 sur les revenus futurs des nouveaux investissements dans la production, le stockage et la flexibilit\u00e9.<\/p>\n

L\u2019exp\u00e9rience fran\u00e7aise montre \u00e9galement que le prix marginal ne suffit pas \u00e0 \u00e9valuer le co\u00fbt d\u2019un m\u00e9canisme de capacit\u00e9 ni les revenus d\u2019un actif. Le volume souscrit, les r\u00e8gles de r\u00e9mun\u00e9ration et la dur\u00e9e des contrats modifient consid\u00e9rablement le r\u00e9sultat \u00e9conomique. La comparaison avec la Belgique, l\u2019Italie et l\u2019Allemagne montre en plus \u00e0 quel point ces param\u00e8tres diff\u00e8rent d\u2019un march\u00e9 \u00e0 l\u2019autre.<\/p>\n

\u00c0 mesure que les m\u00e9canismes de capacit\u00e9 gagnent en importance en Europe, leur conception aura une influence croissante sur les signaux d\u2019investissement dans la production ferme, le stockage et la flexibilit\u00e9. Pour les acteurs du march\u00e9, cela n\u00e9cessite d\u2019analyser conjointement l\u2019\u00e9volution r\u00e9glementaire, les revenus de capacit\u00e9 et leur interaction avec les march\u00e9s de l\u2019\u00e9nergie et des services d\u2019ajustement.<\/p>\n

Chez Haya Energy Solutions, nous analysons ces facteurs afin d\u2019\u00e9valuer les prix futurs de la capacit\u00e9, les revenus et les d\u00e9cisions d\u2019investissement sur les principaux march\u00e9s \u00e9nerg\u00e9tiques europ\u00e9ens.<\/p>\n

[1]<\/a> https:\/\/www.acer.europa.eu\/monitoring\/security-of-eu-electricity-supply-2025<\/p>\n

Lourdes Granados Mesa<\/em><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

Le 6 juillet dernier, RTE a organis\u00e9 la premi\u00e8re ench\u00e8re dans le cadre du nouveau m\u00e9canisme de capacit\u00e9 centralis\u00e9 pour la p\u00e9riode de livraison de l\u2019hiver 2026-2027. L\u2019ench\u00e8re a attribu\u00e9 82.45 GW au prix de 28,183 \u20ac\/MW\/an, ce qui repr\u00e9sente une r\u00e9mun\u00e9ration de pr\u00e8s de 1 394 millions d\u2019euros. 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