Allocation des capacités

Divers mécanismes permettent d’allouer les capacités disponibles pour l’importation ou l’exportation aux acteurs de marché, connus en Belgique sous le nom de « responsables d'équilibre » (Balance Responsible Parties ou BRP).

Allocation de capacités annuelles et mensuelles

Les gestionnaires de réseau de transport (GRT) européens ont créé des règles communes régissant les enchères explicites pour l’allocation de capacités annuelles et mensuelles, à savoir les European Harmonized Allocation Rules (EU HAR) pour les droits de transport à long terme. Ces enchères sont organisées par le Joint Allocation Office (JAO), qui est l’unique plateforme d’allocation pour tous les GRT européens (SAP – Single Allocation Platform).

On distingue deux principaux types de droits de transport à long terme :

  • Droits physiques de transport à long terme (Physical Transmission Rights ou PTR)
    Un PTR est un droit qui permet à son détenteur de transférer physiquement un certain volume d’électricité entre deux zones d’enchères au cours d’une période donnée. Le transfert a lieu dans une direction spécifique via une nomination envoyée au GRT du pays exportateur et une au GRT du pays importateur. 

    Le détenteur du PTR qui choisit de ne pas faire usage de son droit de nominer a le droit de recevoir une rémunération financière. La rémunération est basée sur les résultats de l’allocation day ahead entre deux zones d’enchères durant une période donnée et dans une direction spécifique (principe « Use it or Sell it » ou UIOSI). Pour la zone d’enchères belge, des PTR avec UIOSI sont uniquement proposés à la frontière avec le Royaume-Uni.
  • Droits financiers de transport à long terme (Financial Transmission Rights ou FTR)
    L’option FTR diffère du PTR dans le sens où elle n’offre pas le droit de nominer de l’électricité entre deux zones d’enchères. Elle offre uniquement le droit à son détenteur de recevoir la même rémunération financière que pour le PTR. 
    Pour les zones d’enchères belges, les options FTR sont proposées aux frontières avec les Pays-Bas, la France et l’Allemagne (dès l’interconnexion effective).


Allocation de capacités journalières et intraday

En ligne avec l’objectif du marché intérieur de l’énergie de l’Union européenne, les gestionnaires nommés du marché de l’électricité (Nominated Electricity Market Operators ou NEMO) organisent l’allocation des capacités journalières et intraday par le biais d’un mécanisme d’allocation implicite au moyen d’un couplage de marché.

Dans le cas d’une allocation implicite de capacités, le BRP ne doit pas nominer son importation ou exportation. Les NEMO ou la contrepartie centrale (CCP) organisent cela pour leur compte. Le BRP utilise ensuite implicitement la capacité transfrontalière via ses achats et/ou ses ventes placés sur la bourse de l’électricité.

Le couplage de marché sert à améliorer la liquidité du marché et, partant, à induire des prix de l'électricité plus convergents et stables. Plus spécifiquement, cela signifie que les zones d’enchères d’un ou de plusieurs NEMO sont couplées au sein d'une zone de marché homogène pour l’allocation de capacités day ahead et intraday. Le couplage de marché est possible grâce à une collaboration entre les GRT et les NEMO.

Les acteurs de marché soumettent des offres à leur NEMO respectif. Lors du couplage de marché, les NEMO font correspondre les offres reçues grâce à un système informatique standard. Ils prennent en compte les capacités de transport disponibles entre les zones d’enchères pour la période correspondante. Cela permet aux prix de l’électricité de converger dans les zones d’enchères couplées ou, idéalement, d’être parfaitement alignés.

  • Couplage de marché day ahead
    Sur le marché day ahead, les BRP peuvent vendre ou acheter de l'électricité pour une ou plusieurs des 24 heures de la journée suivante. Le code européen sur l’allocation de la capacité et la gestion de la congestion (Capacity Allocation and Congestion Management ou CACM) a introduit un couplage de prix intégré à travers l’Europe pour la vente ou l’achat d’électricité en day ahead. C’est ce qu'on appelle le Single Day Ahead Coupling (SDAC). L’objectif est de créer un marché.
    Le SDAC utilise un algorithme commun de couplage de prix appelée EUPHEMIA, proposé par le projet Price Coupling of Regions ( PCR ) des NEMO.
  • Couplage de marché intraday

    Même après la clôture du marché day ahead, et le jour même jusqu’au tout dernier moment avant l’heure de livraison (« intraday »), les BRP peuvent acheter ou vendre de l'électricité. Ils peuvent le faire en continu en soumettant des ordres d’achat/de vente qui utiliseront la capacité de transport disponible dans un cadre d’allocation implicite.
    En 2018, la Belgique et 13 autres pays ont lancé une première vague du Single Intraday Coupling (SIDC), dans le cadre du projet XBID. L’objectif du projet XBID est de permettre des échanges transfrontaliers continus et d’augmenter l’efficacité des échanges intraday en général grâce à un marché transfrontalier intraday unique en Europe.

  • Mécanismes de repli

    Étant donné l’objectif de n’avoir que des allocations implicites au sein du marché intérieur de l’énergie pour les horizons day ahead et intraday, les enchères explicites, organisées par le JAO, ne sont utilisées que comme mécanisme de repli ou aux frontières avec les pays qui ne suivent pas les règles du marché intérieur de l’énergie.




Ce site utilise des cookies. En continuant à naviguer sur notre site ou en cliquant sur « J’accepte », vous indiquez avoir lu et approuvé notre politique en matière de cookies. Plus d’informations sur les cookies