CACM, Capacity Allocation and Congestion Management · Glossaire

CACM signifie Capacity Allocation and Congestion Management, en allemand Kapazitätsvergabe und Engpassmanagement, soit en français allocation de capacité et gestion des congestions. Il s'agit du règlement (UE) 2015/1222 de la Commission européenne du 24 juillet 2015. Il établit une ligne directrice relative à l'allocation de capacité et à la gestion des congestions dans le marché intérieur de l'électricité. Le règlement a été publié au Journal officiel le 25 juillet 2015 et est entré en vigueur le vingtième jour suivant, soit le 14 août 2015. Il est directement applicable dans tous les États membres et revêt de l'importance pour l'EEE. Il régit la manière dont les capacités de transport transfrontalières pour le marché day-ahead et le marché intrajournalier sont calculées, mises à disposition et intégrées dans le couplage européen des marchés. Il a été modifié par le règlement d'exécution (UE) 2021/280. Une révision plus large, désignée « CACM 2.0 », était à l'état de projet en 2025 (voir ci-dessous).

Le terme réunit deux domaines que le secteur de l'électricité considère souvent séparément : l'exploitation physique du réseau de transport et la formation des prix sur les marchés de l'électricité couplés. L'électricité ne peut être échangée par-delà les frontières que si le réseau permet son transport. La quantité qui peut être transportée n'est pas une grandeur de négociation librement choisie. Elle résulte des charges des lignes, des limites de sécurité du réseau, des flux de charge et des marges de sécurité d'exploitation. Le CACM fixe des procédures qui rendent ces capacités limitées utilisables sur le marché. Selon le règlement, ses objectifs sont notamment : une concurrence effective en matière de production, d'échange et de fourniture, une utilisation optimale de l'infrastructure de transport, la garantie de la sécurité d'exploitation ainsi qu'un calcul et une allocation optimisés de la capacité interzonale.

Champ d'application

Le règlement s'applique à tous les réseaux de transport et à toutes les interconnexions de l'Union. Sont exclus les réseaux de transport insulaires qui ne sont pas reliés à d'autres réseaux de transport par des interconnexions. Sur le plan matériel, le CACM couvre les échéances day-ahead et intrajournalière. Outre le calcul et l'allocation de capacité, il contient aussi des règles relatives à la révision de la configuration des zones de dépôt des offres. Les obligations du règlement s'adressent surtout aux gestionnaires de réseau de transport, aux opérateurs désignés du marché de l'électricité (NEMO) et aux autorités de régulation, et non directement aux installations de production ou aux consommateurs individuels.

Allocation de capacité et gestion des congestions

Dans le contexte du CACM, l'allocation de capacité ne signifie pas qu'une ligne déterminée est attribuée à des centrales ou à des consommateurs individuels. Ce qui est alloué, c'est la possibilité d'échanger de l'électricité entre zones de dépôt des offres, dans la mesure où le réseau de transport le permet. Une zone de dépôt des offres est une zone de marché dans laquelle, en principe, un prix unique prévaut sur le marché de gros. Des écarts de prix apparaissent entre zones de dépôt des offres lorsque la capacité interzonale disponible devient rare.

La gestion des congestions désigne la manière de traiter cette rareté. Il y a congestion lorsqu'un élément du réseau, comme une ligne ou un transformateur, dépasserait sa limite de charge admissible du fait de flux d'électricité supplémentaires. Dans le design du marché européen, une telle congestion doit être prise en compte dès la formation des prix. Lorsque la capacité entre deux zones de dépôt des offres est épuisée, aucun échange supplémentaire n'est autorisé à travers cette frontière. Les zones obtiennent alors des prix différents. L'écart de prix montre que l'électricité est plus rare dans une zone que dans l'autre.

Les deux échéances nécessitent des règles sur le volume d'échanges transfrontaliers possible. Sur le marché day-ahead, des volumes d'électricité sont échangés pour le lendemain. Sur le marché intrajournalier, les acteurs du marché ajustent leurs positions à court terme, par exemple lorsque les prévisions éoliennes ou solaires changent ou que des installations tombent en panne de manière imprévue. Le calcul repose sur un modèle de réseau commun, qui représente le système interconnecté européen, y compris la localisation des unités de production et des charges pertinentes. Pour cela, tous les gestionnaires de réseau de transport doivent fournir des données précises et en temps utile.

Le couplage des marchés comme corpus de règles, et non comme simple plateforme

L'élément central du CACM est le couplage européen unique des marchés. Dans le domaine day-ahead, il s'appelle Single Day-Ahead Coupling (SDAC), dans le domaine intrajournalier Single Intraday Coupling (SIDC). Avec SDAC, les offres de toutes les zones de dépôt des offres participantes sont traitées, avec les contraintes de réseau, dans un algorithme commun. Celui-ci détermine les prix, les flux d'échange et les adjudications de manière à maximiser le bénéfice global pour la société (le bien-être), sans violer les limites du réseau. Depuis le jour de livraison du 1er octobre 2025, SDAC fonctionne dans toutes les zones de dépôt des offres participantes avec une période de règlement du marché de 15 minutes au lieu d'une heure.

La responsabilité est répartie entre plusieurs acteurs. Les gestionnaires de réseau de transport calculent les capacités du réseau et les coordonnent au sein des régions de calcul de la capacité. Les calculateurs coordonnés de capacité regroupent les calculs. Ils doivent rendre compte tous les trois mois aux autorités de régulation de la région des réductions de capacité effectuées lors de la validation. Les NEMO, en pratique le plus souvent des bourses de l'électricité, exécutent les processus de marché. Un NEMO désigné dans un État membre peut aussi offrir des services day-ahead et intrajournaliers pour la livraison dans d'autres États membres. Les autorités de régulation approuvent les méthodes et surveillent leur mise en œuvre.

Le CACM n'est donc ni un système informatique unique ni un autre mot pour désigner la bourse de l'électricité. La ligne directrice est un cadre réglementaire dans lequel les offres de marché, les calculs de réseau, les approbations des autorités et la coordination européenne interagissent. Les flux d'échange ne résultent donc pas uniquement des écarts de prix, mais des écarts de prix à l'intérieur des capacités de réseau limitées.

Calcul de capacité : NTC et approche fondée sur les flux

Le choix de la méthode de calcul de capacité façonne les résultats du marché. Le CACM connaît deux approches : une approche coordonnée fondée sur la capacité nette de transfert (NTC) et l'approche fondée sur les flux. Avec l'approche NTC, une valeur maximale d'échange est fixée pour chaque frontière. Avec le calcul de capacité fondé sur les flux, on calcule en revanche l'effet des transactions commerciales sur les éléments critiques du réseau maillé en courant alternatif. L'électricité circule en effet physiquement aussi par des détours à travers les réseaux voisins. La version consolidée du règlement prévoit que les régions de calcul de la capacité voisines situées dans la même zone synchrone sont fusionnées lorsqu'elles appliquent chacune une méthode fondée sur les flux. Un exemple connu de région fondée sur les flux est la région de calcul de la capacité Core en Europe centrale. L'approche fondée sur les flux reproduit la physique plus fidèlement, mais elle est plus complexe et plus difficile à comprendre pour les personnes extérieures. Des méthodes transparentes sont donc une condition pour que les acteurs du marché comprennent les résultats et que les autorités puissent les contrôler.

Depuis 2020, il existe en outre une exigence issue du règlement sur le marché intérieur de l'électricité (UE) 2019/943 : en vertu de son article 16, paragraphe 8, les gestionnaires de réseau de transport doivent mettre à disposition des parts minimales de leur capacité pour les échanges interzonaux. Cela est connu sous le nom de critère des 70 %. Cette obligation ne découle pas du CACM lui-même, mais elle agit directement sur les valeurs de capacité qui entrent dans les processus du CACM.

Distinction par rapport au redispatching, à l'énergie de réglage et à l'allocation de capacité à long terme

La distinction par rapport au redispatching est particulièrement importante. Le redispatching intervient dans l'appel des centrales après la formation des prix du marché, lorsque les programmes de marché surchargeraient le réseau. Le CACM intervient plus tôt et prend en compte les congestions dès l'allocation de la capacité d'échange transfrontalière. Les deux domaines ne sont toutefois pas totalement séparés : le CACM exige aussi des méthodes coordonnées pour le redispatching et le countertrading à pertinence transfrontalière. Les mécanismes sont donc liés, mais remplissent des fonctions différentes.

L'énergie de réglage est également autre chose. Elle compense les écarts de court terme entre production et consommation et stabilise la fréquence du réseau. Elle est régie par une ligne directrice distincte, le règlement (UE) 2017/2195 relatif à l'équilibrage du système électrique. Le CACM organise en revanche les échanges d'énergie par-delà les frontières des zones de dépôt des offres et intègre les congestions du réseau dans ces échanges. Un couplage de marchés qui fonctionne ne remplace pas l'énergie de réglage. Inversement, l'énergie de réglage ne corrige pas des capacités d'échange durablement mal dimensionnées.

Le CACM doit également être distingué de l'allocation de capacité à long terme. Les droits de transport à long terme, par exemple pour des périodes mensuelles ou annuelles, sont régis par une ligne directrice distincte, la Forward Capacity Allocation. Le CACM ne concerne que les échéances de court terme day-ahead et intrajournalière. Cette séparation est importante parce que les valeurs de capacité de court terme dépendent davantage de la situation actuelle du réseau, des prévisions de production et des hypothèses de charge.

Pourquoi le CACM est pertinent pour le système électrique

L'approvisionnement européen en électricité repose de plus en plus sur la coordination transfrontalière. L'électricité éolienne du nord de l'Allemagne, l'hydroélectricité de Scandinavie, l'énergie nucléaire de France, la production flexible dans les pays voisins et les charges industrielles de différentes régions interagissent par le marché. Sans allocation de capacité réglementée, les écarts de prix ne seraient pas exploités efficacement, ou les flux d'échange pourraient dépasser les limites du réseau.

Le CACM rend visible la rareté aux frontières entre zones de dépôt des offres. Lorsqu'une liaison est saturée, la demande supplémentaire dans la zone la plus chère ne peut plus être entièrement couverte par des offres moins chères provenant de l'autre zone. L'écart de prix qui en résulte n'est pas une défaillance du marché, mais un signal de capacité de transport limitée. Il peut indiquer un besoin d'extension du réseau, la répartition géographique de la production et de la consommation ou l'effet de la configuration des zones de dépôt des offres.

Pour l'intégration des énergies renouvelables, le CACM est particulièrement important. L'électricité éolienne et solaire fluctue dans l'espace et dans le temps. Un couplage européen des marchés peut mieux compenser ces fluctuations, car les excédents et les pénuries sont répartis sur des espaces plus vastes. Cette compensation reste toutefois liée aux capacités du réseau : lorsque des lignes manquent ou que des limites de sécurité sont atteintes, même un marché couplé ne peut éliminer les congestions physiques.

Malentendus typiques

Le CACM ne serait qu'un détail technique des bourses de l'électricité : la ligne directrice agit sur les prix, les possibilités d'échange, les recettes de congestion, les processus d'exploitation du réseau et les compétences des autorités. Elle contribue à déterminer quels volumes peuvent être échangés par-delà les frontières et quand la rareté se manifeste dans les prix zonaux.
Plus d'échanges signifierait automatiquement plus de sécurité d'approvisionnement : les échanges transfrontaliers peuvent soutenir la sécurité d'approvisionnement, mais requièrent des calculs de capacité fiables et des analyses de sécurité coordonnées. Si les limites du réseau sont fixées de manière trop optimiste, le besoin de corrections dans l'exploitation du réseau augmente. Si elles sont fixées de manière trop prudente, des possibilités d'échange économiquement judicieuses restent inutilisées.
La capacité signifierait la puissance des centrales : dans le contexte du CACM, il n'est question ni de la puissance installée des centrales ni de la puissance garantie, mais de la capacité de transport entre zones de dépôt des offres. Elle dépend des configurations du réseau, des flux de charge, de la répartition de la production, des critères de sécurité et des méthodes de calcul. Ce n'est donc pas une propriété fixe d'une frontière qui serait identique chaque jour.
Les zones de dépôt des offres seraient des frontières nationales : de nombreuses zones de dépôt des offres coïncident avec des zones de marché nationales, mais la notion doit être comprise par rapport au réseau. Lorsque des congestions importantes surviennent à l'intérieur d'une zone, elles ne se manifestent pas par des écarts de prix, mais sont souvent résolues par redispatching. C'est pourquoi le CACM prévoit une procédure permettant de réviser la configuration des zones de dépôt des offres.

Contexte institutionnel et économique

Le CACM répartit les tâches entre institutions européennes et nationales. Les gestionnaires de réseau de transport et les NEMO élaborent des méthodes communes, par exemple pour le modèle de réseau commun, le calcul de capacité ou les produits du couplage des marchés. Les autorités de régulation approuvent ces méthodes. L'agence ACER décide lorsque les autorités de régulation compétentes ne parviennent pas à s'accorder. Depuis le règlement ACER (UE) 2019/942, certaines propositions à l'échelle de l'Union sont soumises directement à l'ACER, qui les examine et les approuve. Un exemple est celui des prix maximaux et minimaux harmonisés pour SDAC et SIDC, que l'ACER a modifiés en février 2026. Cet ordre à plusieurs niveaux est complexe, car les flux d'électricité ne connaissent pas de frontières, alors que la responsabilité des réseaux et de la sécurité d'approvisionnement reste fortement marquée par le niveau national.

Les recettes de congestion sont également pertinentes sur le plan économique. Lorsque des prix différents apparaissent entre deux zones de dépôt des offres et que l'électricité circule par la capacité limitée, cette rareté génère des recettes. Elles reviennent aux gestionnaires de réseau de transport concernés et sont affectées à des usages déterminés. Selon l'article 19 du règlement (UE) 2019/943, elles doivent être utilisées en priorité pour garantir la disponibilité effective de la capacité allouée ou pour maintenir et développer les capacités d'interconnexion. Une prise en compte dans les tarifs de réseau n'est possible que sous conditions. La manière dont les recettes sont réparties entre les gestionnaires de réseau est régie par une méthode distincte prévue par le CACM. Les congestions ne sont donc pas seulement des limitations techniques, elles déclenchent aussi des flux de paiements.

Révision (« CACM 2.0 »)

La Commission européenne travaille à une révision du règlement CACM. Selon le registre de comitologie, un projet d'acte d'exécution a été soumis en juin 2025 au comité compétent pour les échanges transfrontaliers d'électricité. Les objectifs sont notamment un alignement juridique sur le droit de l'UE plus récent et l'adaptation à l'évolution du marché. La création proposée d'un opérateur unique de couplage des marchés (Single Market Coupling Operator) était notamment controversée. Jusqu'à l'entrée en vigueur d'une nouvelle version, le règlement (UE) 2015/1222 dans la version issue de la modification de 2021 reste déterminant. Des points de détail peuvent changer du fait de la révision.

Conclusion

Le CACM est un cadre réglementaire qui relie les marchés européens de l'électricité aux limites du réseau de transport. Le terme n'explique à lui seul ni le niveau des prix de l'électricité ni la cause de chaque congestion du réseau. Il montre toutefois à quel endroit les contraintes physiques du réseau sont traduites en processus de marché de court terme. Utilisé avec précision, le CACM ne désigne pas le marché européen de l'électricité dans son ensemble, mais les règles selon lesquelles la capacité d'échange interzonale pour le day-ahead et l'intrajournalier est calculée, allouée et limitée en cas de congestion.

Sources

Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement — Europäische Kommission / EUR-Lex (ABl. L 197 vom 25.7.2015, S. 24); 2015-07-24. Art. 1 (Gegenstand und Anwendungsbereich), Art. 3 (Ziele), Art. 26 (Validierung, Quartalsbericht), Art. 84 (Inkrafttreten)
Consolidated text: Commission Regulation (EU) 2015/1222 (02015R1222-20210315) — EUR-Lex; 2021-03-15 (Konsolidierungsstand). Änderungsübersicht (M1), Art. 4 (NEMO-Dienstleistungen in anderen Mitgliedstaaten), Art. 17 (Netzmodell), Art. 20 (flussbasierter Ansatz)
D107561/02 – Revision of the Capacity Allocation and Congestion Management network code (CACM Commission Regulation (EU) 2015/1222) — Europäische Kommission, Komitologieregister; 2025-06-29. Status: Draft Implementing Act submitted to Committee – 24 June 2025; Ausschuss C08200
ACER Decision No 02/2026 on the harmonised maximum and minimum clearing price methodology for the single day-ahead coupling — ACER; 2026-02-04. Erwägungsgründe (1)–(4) und (14); Art. 1
SDAC Press Release: 15-Minute MTU in SDAC Was Implemented — SDAC-Parteien (NEMOs und ÜNB), veröffentlicht über ENTSO-E; 2025-10-01. Pressemitteilung und Abschnitt About SDAC

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