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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Available Transfer Capacity, ATC (capacité de transfert disponible)

Capacité de transfert disponible ATC capacité de transport marché de l'électricité Interconnexion gestion de la congestion

L'Available Transfer Capacity, en abrégé ATC, est la capacité de transport entre deux zones de dépôt des offres ou zones de réseau qui peut encore être attribuée aux échanges au cours d'une période donnée. La valeur vaut toujours pour une direction donnée et une unité de temps du marché donnée. L'ATC est exprimée en mégawatts (MW). Il s'agit donc d'une puissance et non d'une quantité d'énergie en mégawattheures. Exemple : si l'ATC de la zone A vers la zone B est de 1 000 MW pour une heure, il est possible d'attribuer pour cette heure des programmes transfrontaliers supplémentaires jusqu'à concurrence de cette puissance. Cela correspond au maximum à 1 000 MWh d'énergie au cours de cette heure. Une valeur tout à fait différente peut s'appliquer dans la direction opposée.

L'ATC n'est pas une valeur mesurée que l'on peut lire sur une ligne. La valeur est le résultat d'un calcul de réseau. Les gestionnaires de réseau de transport examinent à cette occasion quels échanges transfrontaliers le réseau peut supporter en toute sécurité dans les conditions attendues. Ils tiennent compte des limites thermiques des lignes et des transformateurs, des limites de tension et de stabilité ainsi que du critère N-1. Selon ce critère, le réseau doit pouvoir continuer à fonctionner en toute sécurité même en cas de défaillance d'un seul équipement important.

Chaîne de calcul : de la TTC à l'ATC en passant par la NTC

Les définitions classiques datent des années 1999 à 2001 et proviennent de l'ETSO, un prédécesseur de l'actuelle association ENTSO-E. Le calcul s'effectue en trois étapes :

  • Total Transfer Capacity (TTC) : l'échange maximal entre deux zones qui reste compatible avec les règles de sécurité du réseau. Elle repose sur certaines hypothèses relatives à la production, à la charge et à la topologie du réseau.

  • Transmission Reliability Margin (TRM) : une marge de sécurité. Elle absorbe les incertitudes, par exemple les erreurs de prévision, les flux de charge non planifiés ou les imprécisions du modèle de réseau. Il en résulte NTC = TTC − TRM.

  • Already Allocated Capacity (AAC) : capacité déjà attribuée, par exemple lors d'enchères annuelles ou mensuelles. Il en résulte ATC = NTC − AAC. L'ATC est donc la part de la Net Transfer Capacity qui reste disponible pour de nouveaux échanges après chaque cycle d'attribution.

L'ATC change donc d'une période d'attribution à l'autre, c'est-à-dire de l'horizon annuel à l'horizon mensuel, puis au day-ahead et jusqu'à l'intraday. Toutes les grandeurs de cette chaîne valent pour une direction. Elles diffèrent en règle générale entre l'aller et le retour.

Distinction par rapport à la NTC et à la puissance de l'interconnecteur

L'ATC n'est ni la même chose que la NTC ni la même chose que la puissance technique d'un interconnecteur. La NTC est la capacité commerciale après déduction de la marge de sécurité. L'ATC n'en représente que la part qui n'est pas encore attribuée. La puissance de l'interconnecteur décrit en revanche le dimensionnement technique d'une liaison individuelle. Pour les lignes d'interconnexion en courant alternatif, la capacité négociable se situe souvent nettement en dessous de ce dimensionnement. Les raisons en sont les congestions dans le réseau intérieur adjacent, les opérations de maintenance, des répartitions défavorables des flux de charge ou des réserves de sécurité. Pour les liaisons pilotables en courant continu à haute tension, l'écart est le plus souvent plus faible. Dans les principes de calcul nordiques, par exemple, c'est normalement la capacité thermique qui est retenue comme valeur commerciale pour de telles liaisons, et la marge de sécurité est de zéro.

L'ATC ne décrit en outre aucun chemin physique fixe du courant. Dans un réseau maillé en courant alternatif, le courant suit les impédances, c'est-à-dire les résistances électriques des lignes, et non les contrats commerciaux. Une transaction entre deux zones voisines sollicite donc aussi des lignes dans des pays tiers. Lorsque les frontières sont évaluées individuellement et de manière bilatérale, cette interaction n'est saisie que grossièrement. Si les valeurs de deux gestionnaires de réseau voisins divergent, c'est en pratique le plus souvent la valeur la plus basse qui s'applique.

ATC et méthodes flow-based

Avec le couplage de marchés flow-based, on n'attribue pas à chaque frontière une valeur fixe prise isolément. La méthode représente plutôt la manière dont les positions nettes de toutes les zones de dépôt des offres agissent conjointement sur les éléments critiques du réseau. En Europe centrale, le marché day-ahead est couplé de cette manière depuis 2015, d'abord dans la région CWE. Depuis 2022, la méthode s'applique à l'ensemble de la région Core et, depuis le 29 octobre 2024, également au Danemark, à la Finlande, à la Norvège et à la Suède.

Le principe de l'ATC n'a pas pour autant disparu. Sur le marché intraday européen SIDC, la capacité est certes calculée selon la méthode flow-based dans la région Core depuis 2024. Tant que le SIDC ne peut pas traiter directement les paramètres flow-based, ces résultats sont toutefois convertis en valeurs d'ATC par frontière et par direction. Cette étape s'appelle l'extraction d'ATC. Les cycles de calcul ont été étendus progressivement. Selon l'ENTSO-E, le cinquième cycle IDCC(e) s'y est ajouté à l'automne 2026. Pour les acteurs du marché, l'ATC reste ainsi la grandeur commerciale visible sur de nombreux horizons temporels et à de nombreuses frontières.

Cadre juridique dans l'UE

Le règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité fait foi. Les règles citées ici correspondent à la version consolidée du 16.07.2024. Le règlement décrit la capacité de transport nette coordonnée comme une méthode dans laquelle l'échange d'énergie maximal entre des zones de dépôt des offres voisines est examiné et fixé à l'avance. L'article 16 prescrit une capacité minimale pour les échanges inter-zones. Aux frontières relevant de l'approche NTC, il s'agit de 70 % de la capacité de transport qui respecte les limites de sécurité d'exploitation compte tenu des défaillances. Pour les méthodes flow-based, la limite de 70 % s'applique à la capacité des éléments critiques du réseau. En outre, des dérogations et des trajectoires transitoires sont prévues, par exemple des trajectoires linéaires dans le cadre de plans d'action nationaux.

L'article 19 régit l'utilisation des recettes de congestion. Elles apparaissent lorsque la rareté de la capacité entraîne des écarts de prix entre zones de dépôt des offres. Les gestionnaires de réseau doivent fixer à l'avance la manière dont ils utilisent ces recettes et faire rapport aux autorités de régulation sur l'utilisation effective. Ces recettes servent en priorité à garantir la disponibilité effective de la capacité attribuée et à maintenir ou à accroître la capacité inter-zones. Ce n'est que sous certaines conditions qu'elles peuvent être prises en compte dans le calcul des tarifs de réseau.

Importance pour le marché et pour le réseau

Si l'ATC est suffisante, les prix des zones de dépôt des offres voisines s'alignent. Si elle est épuisée, un écart de prix subsiste et signale la congestion. Dans les marchés couplés, la capacité est attribuée de manière implicite : l'algorithme de couplage l'utilise automatiquement avec les offres d'énergie. Lors d'enchères explicites, par exemple pour des droits de transport à long terme, les négociants achètent en revanche la capacité séparément du négoce d'énergie. Dans les deux cas, le gestionnaire de réseau doit déterminer au préalable quelle capacité il met à la disposition du marché.

Des valeurs d'ATC plus élevées facilitent la répartition des excédents régionaux d'énergie éolienne et solaire sur des espaces plus vastes. Si un gestionnaire de réseau libère beaucoup de capacité alors qu'il existe des congestions au sein de sa zone de dépôt des offres, les coûts se déplacent toutefois souvent vers le redispatching. S'il en libère peu, les écarts de prix entre les zones restent plus importants. C'est précisément entre ces deux effets que la règle des 70 % fixe une norme minimale contraignante.

Malentendus typiques

  • Une ATC faible ne signifie pas automatiquement que de la capacité est retenue de manière arbitraire. Des restrictions réelles du réseau en sont souvent la cause. C'est précisément pour de tels cas que le droit de l'UE prescrit toutefois des valeurs minimales et des obligations de justification.

  • Une capacité d'interconnexion installée élevée ne signifie pas qu'il est possible d'importer une quantité d'électricité correspondante à chaque heure. L'ATC dépend notamment des flux simultanés, de l'appel des centrales, de l'injection éolienne et solaire ainsi que des opérations de maintenance. Les moyennes annuelles masquent précisément les heures critiques.

  • La capacité commerciale n'est pas la même chose que la sécurité d'approvisionnement. Lorsque plusieurs pays voisins manquent simultanément de production, une capacité d'interconnexion disponible sur le papier n'est d'aucune grande aide.

  • Le terme n'est pas utilisé partout de la même manière. En Amérique du Nord, ATC signifie Available Transfer Capability et se calcule différemment, notamment avec des marges supplémentaires. Les chiffres issus de systèmes différents ne sont donc pas directement comparables.

En résumé, l'ATC montre où le négoce se heurte aux limites physiques du réseau. La valeur ne dit rien de la quantité, de l'origine ou du bilan climatique de l'électricité produite. Elle décrit seulement quelle quantité supplémentaire d'échanges transfrontaliers reste possible sous certaines hypothèses de réseau, dans une direction et pour une période donnée.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 14:55

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