Mécanisme de flexibilité
Tout comprendre aux évolutions de la mFRR en 2026

En quoi la mFRR constitue-t-elle aujourd’hui un enjeu majeur ?

Afin d’assurer en permanence l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, RTE mobilise différentes réserves auprès des acteurs disposant de capacités de production ou de modulation de consommation. Ces réserves — primaire, secondaire et tertiaire — constituent les fondements opérationnels de la stabilité du système électrique.

Dans ce cadre, la mFRR (manual Frequency Restoration Reserve) – également désignée comme réserve rapide – s’inscrit en complément des réserves primaire et secondaire. Elle repose sur des engagements de mise à disposition de capacité, permettant d’anticiper ou de corriger les déséquilibres, qu’ils soient imminents ou déjà constatés sur le réseau.

L’activation effective de cette réserve intervient ensuite via le Mécanisme d’Ajustement, en fonction des besoins identifiés par le gestionnaire de réseau.

Si la mFRR fait aujourd’hui l’objet d’une attention particulière, c’est en raison des évolutions substantielles de son cadre de fonctionnement actuellement à l’étude. Celles-ci s’inscrivent dans une double dynamique :

• une volonté d’harmonisation à l’échelle européenne,
• et une nécessité d’adapter les mécanismes de flexibilité aux transformations du système électrique, notamment liées à l’essor des énergies renouvelables.

Depuis près d’un an, RTE mène un travail approfondi de concertation avec les parties prenantes afin de définir ces nouvelles modalités.

Quelles évolutions marqueront la mFRR en 2026 ?

En 2026, la mFRR connaîtra une transformation significative visant à la rendre plus flexible, plus accessible et mieux adaptée aux besoins du système.

Les engagements de disponibilité sur la mFRR évolueront vers un cadre journalier, permettant aux acteurs de proposer des capacités :

• soit à la hausse (augmentation de l’injection ou réduction du soutirage),
• soit à la baisse (diminution de l’injection ou augmentation du soutirage)
  sans possibilité de mobilisation simultanée sur un même créneau.

Ces engagements devront répondre aux caractéristiques suivantes :

• une puissance minimale fixée à 1 MW,
• l’absence de limitation concernant l’énergie mobilisable ou le nombre d’activations.

À titre de comparaison, le cadre antérieur se révélait plus contraignant :

• les engagements étaient exclusivement orientés à la hausse,
• la disponibilité devait couvrir quatre heures, réparties en un maximum de quatre activations,
• la puissance minimale atteignait 10 MW.

Les engagements pouvaient alors être pris soit via des guichets périodiques ouverts plus d’un mois à l’avance, soit via des guichets journaliers clôturés la veille pour le lendemain.

Cette évolution traduit une volonté claire d’ouvrir le mécanisme à un plus grand nombre d’acteurs et de favoriser une granularité accrue des services de flexibilité.

Comment ces évolutions seront-elles mises en oeuvre en 2026 ?

La mise en œuvre de ces transformations s’effectuera de manière progressive au cours de l’année 2026.

Un appel d’offres journalier à la baisse sera introduit dès mai 2026, suivi d’une adaptation du produit à la hausse en octobre 2026.

Parallèlement, le produit mFRR périodique, maintenu uniquement à la hausse, évoluera vers une temporalité mensuelle avant de disparaître progressivement à l’horizon 2029.

Dans le même temps, la réserve complémentaire sera supprimée dès octobre 2026. Conçue selon des pas de temps moins fins, elle ne répond plus aux exigences actuelles du système électrique, marqué par une variabilité accrue et un besoin renforcé de réactivité.

Le processus de dépôt des offres, quant à lui, demeure globalement inchangé. Les agrégateurs continuent de définir leurs engagements en fonction des caractéristiques techniques des actifs qu’ils pilotent. Ils doivent néanmoins intégrer une contrainte essentielle : l’articulation temporelle des différents marchés.

Ainsi, les enchères s’organisent selon le séquencement suivant :

• 08h (J-1) : réserve primaire
• 09h (J-1) : réserve secondaire
• 10h (J-1) : mFRR
• 12h (J-1) : marché Spot

Dans ce contexte, une attention particulière doit être portée aux périodes de prix spot négatifs, notamment pour les offres à la baisse, afin d’éviter des situations économiquement défavorables.

Que se passe-t-il lorsqu’une offre est retenue ?

Lorsque RTE sélectionne une offre, cette dernière est retenue à une maille horaire, à la hausse comme à la baisse.

Cette sélection correspond à une réservation de capacité, et non à une activation systématique.

Les capacités ainsi retenues peuvent être activées à tout moment durant l’heure considérée. La durée minimum d’une activation est de 15 minutes. En cas d’activation intervenant en fin de période, la disponibilité de l’actif est prolongée de 15 minutes supplémentaires.

Le cadre opérationnel impose également certaines contraintes :

• un délai maximal de 13 minutes entre l’ordre d’activation et sa mise en œuvre effective,
• un intervalle maximal de 30 minutes entre deux activations successives.

L’agrégateur conserve par ailleurs une latitude organisationnelle importante, notamment dans la répartition des sollicitations entre les différentes entités d’ajustement constituant son portefeuille.

Quelles prespectives pour la mFRR dans le système électrique de demain ?

À l’horizon 2026, la mFRR s’affirme comme un levier structurant de la transformation du système électrique, tant à l’échelle nationale qu’européenne.

En évoluant vers des mécanismes plus flexibles et plus ouverts, elle facilite :

• l’intégration croissante des énergies renouvelables,
• le renfort d’acteurs de la flexibilité, tels que les agrégateurs, mais aussi des actifs d’effacement ou encore des solutions de stockage,
• et le développement de stratégies d’optimisation multi-marchés de plus en plus sophistiquées.

À l’horizon 2026, la mFRR s’inscrit pleinement dans la transformation du système électrique français et européen. En évoluant vers des produits plus flexibles, plus accessibles et mieux adaptés aux dynamiques du réseau, elle devient un levier clé pour accompagner l’intégration croissante des énergies renouvelables et la gestion de leur variabilité. Ces évolutions ouvrent de nouvelles perspectives pour les acteurs de la flexibilité, en particulier les agrégateurs, les batteries et les actifs d’effacement, tout en renforçant le rôle stratégique de l’optimisation multi-marchés.

Dans un environnement en mutation rapide, la maîtrise de ces mécanismes et l’anticipation des évolutions réglementaires constituent des facteurs déterminants pour capter la valeur associée à ces dispositifs.

Plus que jamais, la flexibilité s’impose comme l’un des piliers essentiels de l’équilibre du système électrique de demain.