1. Le marché de capacité, comment ça marche ?

Le marché de capacité est un système conçu pour sécuriser l’approvisionnement en électricité lors des périodes de forte demande. Sur ce marché, des garanties de capacité sont échangées, représentant soit la production d’électricité, soit l’effacement de la consommation électrique.

En France, ce mécanisme a été instauré pour rémunérer les acteurs qui maintiennent des capacités de production ou d’effacement disponibles lors des pics de consommation. L’objectif principal est de garantir que, même en périodes critiques, l’électricité nécessaire soit toujours accessible aux consommateurs. Ce marché joue donc un rôle crucial dans la prévention des pénuries d’électricité et dans la stabilisation du réseau électrique national.

Les fournisseurs d’électricité sont tenus de démontrer annuellement leur capacité à couvrir la consommation de leurs clients durant les pics. Ils doivent obtenir des certificats de capacité, délivrés par le gestionnaire du réseau, RTE, en fonction de la disponibilité de leurs installations.

Ces certificats peuvent être achetés ou vendus sur un marché dédié, avec des prix fluctuants selon la demande et l’offre de capacité disponible.

La bourse Epex Spot joue un rôle essentiel dans la gestion des capacités électriques en organisant six enchères annuelles pour l’échange de capacités. Ces enchères déterminent le prix des capacités sur le marché. Parallèlement, il existe aussi un marché de gré à gré, où les participants échangent directement entre eux des garanties de capacité sans passer par la bourse centralisée.

Point actu : lors des récentes enchères organisées par la bourse Epex Spot, les garanties de capacité pour l’année 2025 ont été échangées à un prix de 20 000 €/MW, affichant une stabilité remarquable par rapport au prix de la précédente enchère, qui était de 20 009 €/MW. Les prochaines enchères sont prévues pour le 20 juin 2024, où les capacités pour les années 2024 et 2025 seront de nouveau mises aux enchères. Ces événements sont cruciaux pour les acteurs du marché de l’énergie, car ils permettent de planifier et d’ajuster les stratégies en fonction des évolutions des prix de capacité et des prévisions de demande électrique.

2. Quels sont les défis auxquels est confronté le marché de capacité ? 

Chaque hiver, la demande en électricité peut dépasser les 100 GWh, principalement due au chauffage électrique. Les producteurs doivent maintenir leurs centrales, qu’elles soient thermiques ou hydrauliques, opérationnelles toute l’année, même si elles ne sont utilisées que quelques heures.

Cet arrangement pose deux problèmes majeurs : un investissement coûteux et peu rentable dans les capacités de pointe, et une pression croissante sur un système déjà fragile. 

3. La réponse législative : la loi NOME

Face à cette situation, la loi Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité (NOME) de 2010 a introduit le mécanisme de capacité. Ce dispositif vise à augmenter la rémunération des fournisseurs qui exploitent des centrales de pointe. L’objectif ? Inciter au maintien et à la construction de nouvelles installations pour renforcer la sécurité d’approvisionnement lors des pics de consommation.

4. Impact sur les consommateurs et stratégies de réduction sur les factures

Depuis janvier 2017, l’impact de ce mécanisme sur les factures des consommateurs varie entre 1,8 et 2,4 €/MWh, dépendant de leur profil de consommation et de la stratégie d’acquisition des certificats de leur fournisseur.

Les effacements de consommation concernent le consommateur final d’électricité. Ce dispositif consiste à réduire ou stopper temporairement sa consommation électrique dans le but de limiter les risques de black-out à plus large échelle. Cette méthode permet de « soulager » le réseau électrique au moment de pics de consommation.

Un consommateur responsable aura donc un impact plus modéré sur sa facture énergétique.