Réglementation & actualités marchés

La PPE 3 (Programmation Pluriannuelle de l’Energie) est un document cadre publié par le Gouvernement qui présente la politique énergétique de la France pour répondre aux enjeux de consommation et de production d’énergie sur la période 2026-2035.

La PPE 3 fixe plusieurs priorités : 

• garantir la souveraineté énergétique de la France, en assurant la disponibilité des ressources énergétiques nécessaires à notre économie et nos ménages ; 

• rendre l’énergie accessible, pour les Français et nos entreprises, à des prix maîtrisés, compétitifs et abordables. 

• décarboner le mix énergétique, pour lutter contre le changement climatique ; 

• permettre l’accès à des mobilités bas carbone, pour les voyageurs et les marchandises, sur l’ensemble du territoire.* 

 * Source : https://www.economie.gouv.fr/ppe-3-programmation-pluriannuelle-de-lenergie 

En 2026, le mécanisme de capacité connaît des changements profonds :  

• Des périodes de pointe redéfinies : le mécanisme de capacité se basera sur les périodes hivernales et non plus sur des années civiles de livraison. Les heures de tension seront recentrées sur les pointes du matin et du soir et le nombre de jour de pointe sera fixé à 22 jours ouvrés. 

• Le rythme de rémunération : les revenus liés à la valorisation des capacités pour un hiver donné seront versés par RTE après cet hiver. 

• Un nouveau calendrier d’enchères : un régime transitoire s’applique pour les hivers 26-27 à 29-30 avec une enchère unique au premier semestre de chaque année puis le régime nominal prendra place à partir de l’hiver 30-31 avec deux guichets d’enchère : un 4 ans à l’avance et un autre au printemps qui précède la période de livraison. 

Ce nouveau mécanisme de capacité est favorable au développement de nouvelles flexibilités décarbonées. 

Depuis le 1er mai 2026, les contrats en Complément de Rémunération basculent sur un pas de temps de 15 minutes pour mieux répondre aux transformations du système électrique (croissance des énergies renouvelables et multiplication des épisodes de prix négatifs). Ce pilotage plus fin et progressif des parcs de production permet ainsi de mieux intégrer la variabilité des énergies renouvelables et de rendre le système électrique plus réactif et plus stable. Ces évolutions réglementaires, indispensables pour renforcer la cohérence entre les mécanismes de rémunération et le fonctionnement des marchés, s’inscrivent dans l’harmonisation européenne du règlement des écarts (ISP) fixé à cette mail depuis 2025.
Source : arrêté du 16 avril 2026, pris en application de l’article 184 de la loi de finances pour 2026 

Le passage au pas de temps 15 minutes permet de réduire les arrêts massifs et synchronisés des installations de production qui pouvaient fragiliser la fréquence du réseau et impacter les coûts système. 

Pour les contrats en Complément de Rémunération, le passage à la maille 15 min. implique que les calculs des écarts, du complément de rémunération (CR) et de la prime prix négatifs (Pneg) se font désormais toutes les 15 minutes. 

La réforme des contrats en Complément de Rémunération entrée en vigueur depuis le 1er mai 2026 introduit de nouveaux mécanismes comme le ramping obligatoire. Le ramping est l’obligation de faire varier progressivement la production, afin d’éviter les changements brutaux sur le réseau électrique. 

Pour éviter que les parcs de production renouvelables ne s’arrêtent ou ne redémarrent au même moment, cette réforme intègre la désynchronisation des installations de production. Cette désynchronisation s’opère par une répartition des producteurs en deux groupes distincts (A ou B). La constitution de ces deux groupes permet de désynchroniser les comportements des parcs et de lisser les variations de production sur le réseau électrique. 

La constitution des groupes A et B se fait à partir du code postal associé au SIRET du site de production indiqué sur l’attestation de conformité de l’installation : 

• Si la somme des chiffres du code postal figurant sur le SIRET de l’installation en question est paire : l’installation est dans le groupe A. 

• Si la somme des chiffres du code postal figurant sur le SIRET de l’installation en question est impaire : l’installation est dans le groupe B. 

Source : Support du webinaire organisé par la DGEC et RTE le 13 avril 2026 – Site EDF OA 

Le passage au pas de temps 15 minutes génère une plus grande exposition à la volatilité marché mais aussi plus d’opportunités d’optimisation pour les producteurs. Cela implique pour eux de piloter leurs installations avec beaucoup plus de précision pour éviter des coûts liés aux écarts : être capable de recevoir et appliquer les consignes d’arrêt/redémarrage transmises par l’agrégateur à la maille 15 minutes. 

Oui. Les arrêts ou redémarrages doivent être mieux synchronisés au quart d’heure pour conserver certaines rémunérations. 

L’agrégateur pilote les actifs ou envoie les consignes de pilotage, optimise les positions sur les marchés et aide à maximiser les revenus des producteurs. Il accompagne ses clients producteurs en anticipant les écarts, en valorisant les flexibilités et en sécurisant l’accès aux mécanismes de rémunération comme la Prime pour prix négatif (Pneg). 

La Pneg est un mécanisme appliqué sur les marchés de l’électricité en cas de prix négatif pendant une certaine durée. Dans ce cas, certains producteurs peuvent perdre temporairement leur prime de soutien (complément de rémunération).