Le marché de capacité (CM) procure aux batteries des revenus contractuels prévisibles, versés tout au long de l’année, en contrepartie de leur engagement à fournir de la capacité pendant les périodes de pointe. L’enchère T-4 permet également aux développeurs de sécuriser des revenus contractuels jusqu’à quatre ans avant l’année de livraison, un facteur souvent déterminant pour le financement des projets.

Depuis juin 2025, le CM représente 13 % des revenus des batteries, une part qui atteint 22 % lors des mois où les revenus marchands sont plus faibles, comme en février 2026. Certains hivers, cette part peut augmenter considérablement. Durant l’hiver 2023/24, les revenus du CM ont représenté 30 % des revenus totaux.

Sommaire

• Qu’est-ce que le marché de capacité ?
• Fonctionnement des enchères du marché de capacité
• Prix de clôture du marché de capacité de 2018/19 à 2029/30
• Facteurs de dévalorisation : comment la durée des batteries détermine la capacité contractualisée
• Calculer la valeur d’un contrat CM pour une batterie
• Cycle annuel de participation : de la préqualification à la livraison
• Obligations de livraison, tests et pénalités
• Principales sources de données
• Données de référence

Qu’est-ce que le marché de capacité ?

Le marché de capacité en Grande-Bretagne vise à résoudre le problème du « manque de revenus ». Sans rémunération distincte de la capacité, le marché risque de ne pas investir suffisamment dans les moyens de production nécessaires au maintien de la sécurité d’approvisionnement.

Dans un marché de l’électricité exclusivement fondé sur l’énergie, les producteurs ne perçoivent des revenus que lorsqu’ils produisent. Cela peut ne pas les inciter suffisamment à construire ou à maintenir une capacité ferme. Le réseau a besoin que ces centrales soient disponibles en cas de besoin lors des périodes de tension du système, mais leurs coûts de fonctionnement rendent leur exploitation non rentable, sauf lorsque les prix sont élevés. Ces épisodes peuvent être trop rares pour assurer la rentabilité des centrales. La rémunération de capacité vise donc à garantir la viabilité économique des moyens de production et à maintenir une capacité ferme suffisante sur le système.

Le CM verse aux fournisseurs de capacité un tarif fixe annuel par kilowatt de capacité dévalorisée (£/kW/an) en contrepartie de leur disponibilité pendant l’hiver. Les fournisseurs doivent fournir la capacité contractualisée lorsqu’ils sont sollicités lors d’un événement de tension du système. L’année de livraison court du 1er octobre au 30 septembre.

Le CM est neutre sur le plan technologique. Les systèmes de stockage d’énergie par batterie (BESS), les centrales thermiques de pointe au gaz, le nucléaire, les centrales hydroélectriques à pompage, les dispositifs d’effacement et les interconnexions participent tous aux mêmes enchères. Pour un BESS, les paiements du CM s’ajoutent aux revenus issus du marché de gros, du mécanisme d’équilibrage et des services auxiliaires. Pour une présentation complète des revenus que les batteries tirent de ces marchés, consultez Comment un système de stockage d’énergie par batterie génère-t-il des revenus ?.

Fonctionnement des enchères du marché de capacité

La capacité ferme désigne une ressource théorique qui fournit de l’électricité de manière constante et ininterrompue. Le gouvernement fixe un objectif correspondant à la quantité de capacité ferme qu’il estime nécessaire d’acquérir. Les contrats du marché de capacité sont attribués lors de deux enchères annuelles distinctes, qui ont lieu en février ou en mars et sont organisées par l’EMR Delivery Body.

Déroulement de l’enchère

Le marché de capacité utilise une enchère à prix décroissant, avec un prix uniforme de règlement. L’enchère s’ouvre à un plafond de 75 £/kW/an, puis le prix baisse de 5 £/kW/an à chaque tour. Les enchérisseurs restent implicitement dans l’enchère au moyen d’offres de maintien (Continuing Bids) ou soumettent des offres de sortie (Exit Bids) indiquant le prix minimum qu’ils accepteront.

La plupart des actifs existants sont classés comme preneurs de prix (Price Takers) : ils sont réputés viables à des prix inférieurs et doivent sortir de l’enchère à 25 £/kW/an ou moins. Les actifs capables de démontrer qu’ils ont besoin de revenus plus élevés pour être économiquement viables sont classés comme faiseurs de prix (Price Makers) et peuvent rester dans l’enchère jusqu’à n’importe quel prix inférieur ou égal au plafond.

L’enchère se clôt au tour où l’offre restante passe sous la courbe de demande publiée par le réseau. Le prix final de clôture est ensuite déterminé soit par une égalité exacte entre l’offre et la demande, soit, beaucoup plus souvent, par l’algorithme de bien-être net (Net Welfare Algorithm), qui calcule si, pour les consommateurs, il vaut mieux acheter légèrement plus ou légèrement moins de capacité.

Enchères T-4

Les enchères T-4 ont lieu quatre ans avant l’année de livraison concernée. Elles constituent un signal d’investissement précoce important pour les nouveaux actifs : les développeurs peuvent sécuriser des revenus prévisibles à long terme avant d’engager des capitaux. L’enchère T-4 prend la forme d’une enchère à prix décroissant : le prix de clôture baisse par paliers de 5 £/kW à chaque tour, jusqu’à ce que la capacité restante corresponde à l’objectif du gouvernement. L’enchère peut durer plusieurs jours si elle ne se clôt pas le premier jour.

Enchères T-1

Les enchères T-1 ont lieu un an avant l’année de livraison. Elles servent de mécanisme d’ajustement, en tenant compte des évolutions des prévisions de demande et des capacités qui ont été mises à l’arrêt ou ont échoué à la préqualification depuis l’enchère T-4. Comme l’enchère T-4, l’enchère T-1 peut durer plusieurs jours si elle ne se clôt pas le premier jour. Elle concerne principalement des capacités existantes plutôt que de nouvelles installations.

Durée des contrats

Les contrats pluriannuels ne sont proposés que lors des enchères T-4 ; leur durée dépend des dépenses d’investissement (CapEx) du projet. Les gagnants des enchères T-1 reçoivent des contrats d’un an, quel que soit leur CapEx.

Le gouvernement a introduit le palier de 9 ans en 2024 pour permettre aux projets à CapEx intermédiaire d’accéder à des contrats pluriannuels. Il a été appliqué pour la première fois lors de l’enchère T-4 2029/30, organisée en mars 2026. Ce palier est ouvert aux nouveaux projets et aux projets de rénovation émettant moins de 100 g de CO2 par kWh, dont le stockage par batterie.

Le DESNZ fixe le seuil de 9 ans au point médian entre les seuils de 3 ans et de 15 ans, arrondi aux 5 £ les plus proches. Tous les seuils sont révisés à la hausse en fonction de l’inflation à chaque cycle d’enchères.

Unités du marché de capacité (CMU)

Chaque participant au CM enregistre une unité du marché de capacité (Capacity Market Unit, CMU), l’entité qui détient un contrat de capacité et est tenue de fournir de la capacité lors d’un événement de tension. Un site peut être enregistré comme une seule CMU agrégée ou divisé en plusieurs CMU, une par unité de production.

La division offre de la flexibilité : des CMU distinctes peuvent enchérir pour des durées différentes, détenir des contrats pour différentes années de livraison et transférer séparément chaque contrat. Pour diviser un site, chaque unité de production doit pouvoir être contrôlée indépendamment, disposer d’un comptage permettant d’identifier séparément sa production et faire l’objet d’une demande de préqualification distincte.

Éligibilité aux contrats

Une CMU ne peut détenir qu’un seul contrat de capacité actif à la fois et ne peut pas participer de nouveau aux enchères pendant la durée d’un contrat pluriannuel. À l’expiration d’un contrat de 15 ans, la CMU devient une CMU existante, éligible uniquement aux contrats d’un an.

Pour pouvoir prétendre de nouveau à un contrat pluriannuel, elle doit déposer une demande en tant que CMU en cours de rénovation, avec un CapEx prévu atteignant le seuil applicable. En pratique, le CapEx supplémentaire d’un site existant est généralement inférieur au seuil de 350 £/kW requis pour obtenir un nouveau contrat de 15 ans, car il exclut le raccordement au réseau, le terrain, le génie civil et les autres infrastructures fixes déjà en place.

Prix de clôture du marché de capacité de 2018/19 à 2029/30

Les prix de clôture T-4 et T-1 reflètent des dynamiques d’offre et de demande différentes. Les prix T-1 sont plus volatils, car ils réagissent aux excédents ou aux déficits de capacité à court terme, et comportent souvent une dimension politique.

Ils ont atteint un pic de 75 £/kW pour l’année de livraison 2022/23, avant de tomber à 5 £/kW pour 2026/27 en raison de la de technologies pilotables comme les BESS. Les prix T-4 sont passés de 8,40 £/kW pour l’année de livraison 2021/22 à un pic de 65 £/kW pour 2027/28, avant de redescendre à 27,10 £/kW pour 2029/30.