Depuis 2017, le mécanisme de capacité paie les producteurs, les batteries et les opérateurs d’effacement pour rester disponibles quand le réseau électrique français tend. Le 1er novembre 2026, tout le dispositif change de moteur : RTE en devient l’acheteur unique. Les batteries y avaient vu une chance de sécuriser enfin des revenus sur plusieurs années. Cette chance s’amenuise.
Un mécanisme né d’une peur de pénurie
La France a une particularité que peu de pays européens partagent : plus de 35 % de ses logements se chauffent à l’électricité. Chaque degré perdu en hiver ajoute environ 2 400 MW d’appel de puissance, soit à peu près deux réacteurs nucléaires supplémentaires à trouver en quelques heures. La loi NOME de 2010 a créé le mécanisme de capacité pour répondre à ce problème de « missing money » : sans rémunération dédiée, personne n’a intérêt à maintenir une centrale ou une batterie disponible seulement quelques dizaines d’heures par an.
Le dispositif, opérationnel depuis 2017, fait tourner plusieurs acteurs autour d’un même jeu. RTE calcule le besoin, certifie les capacités et publie le Bilan prévisionnel. Les producteurs (EDF, Engie, TotalEnergies, des indépendants) et les opérateurs d’effacement (Voltalis, Energy Pool, Enerdigit) font certifier leurs installations. Les fournisseurs d’électricité, eux, sont obligés d’acheter des certificats proportionnels à la consommation de pointe de leurs clients. La CRE régule l’ensemble et publie chaque année un rapport de surveillance.
Ce qui change au 1ᵉʳ novembre
Le cadre actuel, autorisé par Bruxelles en 2016, arrive à échéance fin 2026. Sa refonte a été prévue par la loi de finances 2025, autorisée par la Commission européenne le 22 décembre 2025, puis précisée par décret le 31 décembre 2025. La CRE a rendu un avis favorable sur les règles proposées par RTE dans une délibération du 27 janvier 2026.
Le changement le plus visible : on passe d’un système décentralisé, où chaque fournisseur achetait ses propres certificats aux exploitants, à un système centralisé où RTE devient acheteur unique pour tout le pays. La période de livraison n’est plus l’année calendaire mais « l’hiver électrique », du 1ᵉʳ novembre au 31 mars. Les fenêtres de disponibilité se resserrent aussi : 7h-10h et 17h-20h contre 7h-15h et 18h-20h auparavant, sur un maximum de 22 jours de tension par hiver contre 40 jours dans l’ancien système. Six enchères annuelles laissent place à deux.
PL-4, PL-1 : le pari manqué des batteries
C’est là que ça devient intéressant pour le stockage. La première enchère, baptisée PL-4, se tient quatre ans avant la période de livraison. Elle est ouverte à toutes les filières et permet, seule, de signer des contrats pluriannuels, réservés aux nouvelles capacités et à l’effacement. La seconde, PL-1, organisée un an avant, ajuste les volumes et réserve une part aux « flexibilités décarbonées », effacements verts et batteries, avec un prix de dégagement distinct de celui du marché général. Un marché secondaire complète le tout, ouvert cinq jours après PL-4 jusqu’à sept jours après la fin de la période de livraison.
Sur le papier, PL-4 offrait exactement ce que cherchent les investisseurs en stockage : de la visibilité sur plusieurs années plutôt qu’un pari renouvelé chaque hiver. C’est précisément ce pari-là qui se dégrade. Selon GreenUnivers, la dernière réunion du groupe de travail organisé par RTE sur le sujet a resserré les perspectives de contrats long terme pour les batteries, au grand dam de plusieurs acteurs de la filière. Sans plus de détails publics à ce stade sur l’ampleur exacte du recul. Notre veille du jour revient sur cette annonce, arrivée le 18 septembre.
Pourquoi ça inquiète les financeurs
Un projet de batteries stationnaires s’amortit sur dix à quinze ans. Une banque qui finance ce type d’actif veut une trajectoire de revenus qu’elle peut modéliser, pas un aller-retour annuel sur un marché où le prix spot a déjà grimpé à 306 €/MWh, le 14 septembre dernier. Retirer, même partiellement, la promesse d’un revenu capacitaire pluriannuel revient à repousser une partie du risque de marché sur l’exploitant, et donc sur le coût du capital de chaque projet. La France a par ailleurs choisi de muscler le financement public du stockage ces derniers mois. Un mécanisme de capacité moins généreux sur le temps long viendrait contredire cet effort, au moment même où le débat sur une taxe sur le stockage s’invite dans le budget 2027.
Il y a une tension de fond que la CRE elle-même reconnaît : les renouvelables ont fait baisser le prix de gros, ce qui profite aux consommateurs, mais érode aussi les revenus des actifs pilotables qui devaient justement absorber leur intermittence. La CRE a chiffré à 55,9 milliards d’euros le coût annuel du système électrique français, flexibilité comprise. Chaque paramètre du nouveau mécanisme de capacité, la largeur des fenêtres de disponibilité, le volume réservé en PL-1, la part de contrats long terme en PL-4, pèse directement sur qui finance quoi dans cette facture.
Le premier hiver sous ce régime commencera à livrer ses réponses en novembre. D’ici là, les opérateurs de batteries ont un choix à faire : boucler leurs plans de financement sur l’hypothèse d’un contrat pluriannuel qui s’amenuise, ou revoir leurs modèles à la baisse. Aucune des deux options n’est confortable.
Vous étudiez un projet de stockage pour votre entreprise ?
Dimensionnez votre installation avec notre calculateur de batterie industrielle, et suivez les appels d’offres, les prix et les cadres de raccordement avec la newsletter du vendredi, gratuite et sans engagement.
