Le flow-based, un algorithme pour l’Union de l’énergie

Article du 1 septembre 2016

La Commission européenne a fixé en février 2015 le niveau d’interconnexion de chaque Etat membre à 10% de leur capacité de production installée d’ici à 2020 pour faciliter l’échange d’électricité dans l’Union. Cet objectif est le volet central du paquet de propositions émises par la Commission en faveur d’une Union de l’Energie.

Ces interconnexions répondent à plusieurs enjeux :

  • La sécurité d’approvisionnement : les interconnexions permettent à chaque pays de diversifier ses sources d’énergie et de s’appuyer sur les réseaux voisins en cas de défaillance technique brutale ;
  • L’intégration des énergies renouvelables : les interconnexions peuvent pallier à la variabilité des énergies éoliennes et photovoltaïques grâce au « foisonnement » (autrement dit, la dispersion des sites géographiques de production d’énergie intermittente) ;
  • L’optimisation du coût de l’énergie pour le consommateur final : les interconnexions électriques sont le vecteur de transactions commerciales transfrontalières qui permettent aux acteurs du marché de gros de l’électricité de s’approvisionner dans le pays où le prix du marché est le plus bas pour une heure donnée.

Le développement de ces interconnexions nécessite des règles harmonisées, les « codes de réseau », pour fluidifier et optimiser les échanges d’énergie entre les pays.

Chaque gestionnaire de réseau de transport (GRT) définissait les règles d’accès à son réseau. Afin d’harmoniser ces règles, le troisième paquet énergie de juillet 2009 a imposé la coordination de tous les GRT avec des codes de réseau européens.

La France et les autres membres de la zone Centre Ouest (Allemagne, Autriche et Benelux) ont été les premiers à mettre en pratique, en mai 2015, une nouvelle règle de calcul des échanges d’énergie transfrontaliers, le flow-based. Plus d’un an après sa mise en place, il fait l’unanimité parmi les GRT ouest européens.

Atlante revient sur ce nouveau mécanisme favorisant la création d’une zone d’échanges unique au sein de l’Union européenne.

zones synchrones

Le CACM, premier code européen

Le CACM (Capacity Allocation and Congestion Management) est le premier code de réseau concernant le marché intérieur d’électricité à être entré en vigueur le 14 août 2015. Il définit le modèle cible européen pour le calcul et l’allocation des capacités d’interconnexion aux échéances journalières et infra-journalières.

Ce modèle cible comprend la mise en œuvre d’un système de couplage des marchés fondé sur les flux, appelé flow-based.

Qu’est ce que le couplage des marchés ?

Pour s’assurer que les interconnexions sont utilisées dans le bon sens, c’est-à-dire du pays où l’électricité est la moins chère vers le pays où l’électricité est la plus chère, un système fondé sur des algorithmes, appelé couplage de marché, a été mis en place progressivement entre plusieurs pays européens. Le couplage des marchés fait correspondre les moyens de production les moins chers aux offres d’achat de l’ensemble de la zone d’échange.

Les marchés français, belge et néerlandais ont été les premiers marchés à être couplés en 2006. Le couplage des marchés s’est étendu ensuite en 2010 à toute la zone Europe du Centre Ouest couvrant la France, l’Allemagne et le Benelux, connue sous le nom de CWE. D’autres pays se sont progressivement joints formant aujourd’hui une région couplée qui couvre 85% de la consommation européenne d’électricité.

Cette mutualisation des moyens de production de l’ensemble des Etats membres est toutefois limitée par les capacités d’import et d’export d’électricité à chaque frontière.

Qu’est ce que le couplage des marchés fondé sur les flux ou flow-based ?

Afin de respecter les exigences de sécurité du réseau, chaque GRT doit en effet déterminer les valeurs maximales d’échanges possibles sur chacune de ses frontières afin de n’induire aucune surcharge sur le réseau.

De cette façon, les GRT définissent une répartition fixe des capacités d’échanges d’électricité aux frontières.

Le couplage des marchés ne permet donc pas une optimisation maximale de l’utilisation du parc de production à l’échelle européenne. Dans le cas où les capacités d’échanges d’électricité ne sont pas utilisées à un moment donné sur une frontière, il n’est pas possible d’augmenter au même moment les possibilités d’échanges sur une autre frontière où ils auraient éventuellement une grande valeur économique.

Un nouvel algorithme, le « flow-based », a donc été créé pour optimiser encore le système. Il donne la possibilité d’arbitrer à un moment donné entre des échanges sur une frontière ou sur une autre.

En allouant automatiquement l’électricité aux zones qui en ont le plus besoin, et en laissant ainsi le marché décider de la direction des flux, le flow-based multiplie les possibilités d’échanges. Il permet également de lisser les variations de prix, notamment dans les périodes de pointe, tout en améliorant la sécurité d’approvisionnement.

Le modèle de marché selon le principe du flow-based a été mis en place sur la zone CWE depuis mai 2015. Celle-ci a ainsi appliqué de manière anticipée le code de réseau sur l’allocation de la capacité et la gestion de la congestion aux interconnexions (CACM) entré en vigueur en août 2015.

Retour sur le couplage de marché fondé sur les flux mis en place depuis plus d’un an sur la zone CWE

Le rapport annuel de la CRE concernant les interconnexions gazières et électriques en France met en avant les bénéfices du mécanisme de flow-based adopté depuis un an dans la zone CWE.

L’analyse des flux journalier montre une hausse significative des échanges aux frontières françaises avec l’Allemagne et la Belgique (+11,4% à l’export et +100% à l’import). Les flux moyens et maximaux observés ont donc augmenté, ce qui reflète l’intérêt majeur de ce nouveau calcul de capacité. En effet, si un pays fait face à une situation tendue, le flow-based permet d’orienter la totalité des capacités d’échanges d’un pays vers cette zone et de diminuer ainsi le différentiel de prix entre les zones.

Ainsi, depuis la mise en œuvre du flow-based, le différentiel de prix maximum au sein de la région CWE tend à se réduire : depuis la mise en œuvre du flow-based, il est inférieur à 10 €/MWh durant 60% du temps alors qu’il ne l’était que 40% du temps avec l’ancienne méthode de calcul des capacités d’échanges. De plus, les prix de marché des 4 pays de la zone CWE convergent en moyenne 30% du temps depuis la mise en œuvre du mécanisme, alors qu’ils n’ont convergé totalement que 13% du temps l’année précédant sa mise en œuvre.

Cette convergence des prix permet de réaliser de grandes économies sur les coûts de production. La CRE évalue ces économies à une centaine de millions d’euros par an sur l’ensemble de la zone CWE.

Pour aller plus loin : vidéo de la CRE présentant le couplage des marchés et le flow-based

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Fort de l’exemple de la zone CWE où le mécanisme de flow-based a été mis en place avec succès, le code de réseau CACM qui le définit devrait progressivement s’étendre aux autres zones.

Il permettra de maximiser les échanges transfrontaliers et d’éviter ainsi de coûteux investissements pour développer les capacités d’interconnexions, comme le préconise la Commission européenne. Cette dernière évoquait en effet début 2015 la possibilité de faire passer l’objectif de capacité d’interconnexions à 15% d’ici 2030.

Cependant, comme le reprochent plusieurs régulateurs européens (dont la CRE), cet objectif de 15% appliqué à tous les Etats membres pourrait entrainer des investissements non justifiables économiquement parlant. Les mix de production, les prix et les besoins variant fortement d’un Etat à l’autre, des objectifs au cas par cas seraient donc préférables.

Dans ce sens, la Commission européenne a établi fin 2015 une liste de projets d’interconnexion électrique concernant les Etats membres dont le taux d’interconnexion est actuellement inférieur à l’objectif de 10%.

Dans un contexte d’évolution majeure et rapide du secteur (développement des énergies renouvelables, stabilisation des consommations, émergence de nouveaux usages et nouvelles flexibilités,…), les défis sont donc encore nombreux pour construire un réseau interconnecté assurant une énergie « durable, sûre et abordable » souhaitée par la Commission européenne.

 

 

Sources :

Rapport d’activité 2015 de la CRE

Publication RTE : Le rôle des codes de réseau dans la construction du marché intérieur de l’électricité

Publication RTE – Epex-Spot : Les codes de réseaux : quelles évolutions ? quels impacts ?