Calcul de capacité fondé sur les flux (Flow-Based Capacity Calculation) · Glossaire

Le calcul de capacité fondé sur les flux (Flow-Based Capacity Calculation) est une méthode de calcul des capacités de transport transfrontalières sur le marché européen de l'électricité. En allemand, on parle le plus souvent de « flussbasierte Kapazitätsberechnung ». La méthode ne fixe pas simplement la quantité d'électricité qui peut être échangée entre deux pays. Elle calcule comment les positions commerciales entre zones de dépôt d'offres influenceront vraisemblablement chacune des lignes et chacun des transformateurs du réseau de transport. Il s'agit ainsi d'une forme particulière de calcul de capacité et de la base du couplage des marchés fondé sur les flux (Flow-Based Market Coupling).

La méthode répond à une propriété du réseau maillé en courant alternatif : le courant ne suit pas le contrat commercial. Lorsque de l'électricité est vendue dans une zone de dépôt d'offres et achetée dans une autre, le flux physique se répartit sur de nombreux chemins parallèles selon les propriétés électriques du réseau. Ce qui compte avant tout, c'est l'impédance des lignes, c'est-à-dire, dans le réseau à très haute tension, essentiellement leur réactance. La seule résistance ohmique ne suffit pas à l'expliquer. Un échange entre l'Allemagne et la France peut donc aussi charger des lignes en Belgique, aux Pays-Bas ou en Autriche. Le calcul fondé sur les flux prend en compte ces flux de boucle et flux de transit dès avant la résolution du marché.

Ce que calcule la méthode fondée sur les flux

Ce ne sont pas les frontières nationales qui sont au centre, mais des éléments de réseau critiques sous certaines hypothèses d'indisponibilité. On les appelle CNEC (Critical Network Element and Contingency). Il s'agit de lignes aériennes, de câbles ou de transformateurs pertinents pour les échanges transfrontaliers. Chacun est considéré avec un incident N-1, c'est-à-dire l'indisponibilité d'un autre équipement. Dans la région Core, ces éléments sont définis séparément pour les deux sens de flux. Il existe en outre des éléments simplement surveillés (MNEC). Ils ne doivent pas dépasser un seuil, mais ne limitent pas directement l'espace de capacité.

Pour chacun de ces éléments, on calcule dans quelle mesure une modification des positions nettes des zones de dépôt d'offres change sa charge. On utilise pour cela les Power Transfer Distribution Factors (PTDF). Un PTDF indique quelle part d'une modification de la position nette apparaît comme flux supplémentaire sur un élément de réseau. Exemple : avec un PTDF de zone à zone de 0,2, un échange supplémentaire de 100 MW entre deux zones entraîne environ 20 MW de flux en plus sur la ligne concernée. Pour que les valeurs par zone puissent être reportées sur les différentes centrales et charges dans le modèle de réseau, les gestionnaires de réseau utilisent les Generation and Load Shift Keys (GLSK). Ce sont des hypothèses sur les unités de production et de consommation qui supportent une modification de la position nette. Dans la région Core, ne restent dans le jeu de données que les éléments dont le plus grand PTDF de zone à zone atteint au moins 5 %. Les éléments qui réagissent à peine aux échanges ne doivent pas limiter ceux-ci.

La marge dont les échanges disposent encore sur un élément est donnée par la Remaining Available Margin (RAM), en mégawatts. En simplifiant, on part de la charge maximale admissible Fmax. On en déduit une marge de fiabilité pour les erreurs de prévision ainsi que le flux attendu sans échange transfrontalier. Le cas échéant, d'autres corrections s'y ajoutent. Un ajustement à la capacité minimale (AMR) peut augmenter la marge. Des réductions de validation par les gestionnaires de réseau peuvent la diminuer, mais pas en dessous de 0 MW. L'algorithme de marché ne reçoit donc pas une valeur fixe comme 1 000 MW entre le pays A et le pays B. Il reçoit un ensemble d'inéquations, appelé domaine fondé sur les flux (Flow-Based Domain). Une combinaison de positions nettes est admissible si, sur aucun des éléments pertinents, la somme des produits PTDF × position nette ne dépasse la RAM. La capacité n'est donc pas une valeur limite unique, mais un espace de capacité multidimensionnel.

Déroulement : l'exemple de la région Core

Dans la région de calcul de capacité Core, le calcul day-ahead commence l'après-midi, deux jours avant la livraison (D-2). Il s'achève la veille à 10 h, lorsque le domaine fondé sur les flux est transmis au couplage des marchés. Le processus comporte quatre étapes :

Données d'entrée : chaque gestionnaire de réseau fournit, pour chaque heure, une prévision de son réseau à deux jours. Elle comprend la production, la charge, la topologie et les indisponibilités planifiées. S'y ajoutent les GLSK, les listes de CNEC et d'éventuelles mesures sans coût. Il en résulte un modèle de réseau commun (Common Grid Model).
Calcul : on détermine d'abord les PTDF et la RAM. Ensuite, les mesures sans coût, par exemple des manœuvres de commutation ou la position des prises de transformateurs déphaseurs, sont optimisées afin d'augmenter la plus petite marge relative. La capacité minimale est ensuite intégrée.
Validation : les gestionnaires de réseau vérifient que la sécurité du réseau reste garantie. Si nécessaire, ils réduisent la marge de certains éléments. Une augmentation n'est pas admise à cette étape.
Finalisation : les capacités attribuées à long terme et les nominations sont prises en compte. Le résultat est publié et transmis au couplage day-ahead.

Distinction avec NTC et ATC

Le calcul de capacité fondé sur les flux est souvent expliqué par opposition aux méthodes NTC et ATC. NTC signifie Net Transfer Capacity, c'est-à-dire une capacité nette de transfert par frontière et par sens entre deux zones de marché. ATC signifie Available Transfer Capacity, c'est-à-dire la quantité encore disponible après déduction de la capacité déjà attribuée. Les deux grandeurs expriment la capacité le long de frontières bilatérales et sont donc plus faciles à comprendre.

Cette simplicité a un prix. Dans un réseau maillé, une valeur bilatérale ne reflète que grossièrement les lignes qu'un échange sollicite réellement. Les gestionnaires de réseau doivent répartir à l'avance, de façon forfaitaire, l'influence mutuelle des frontières. Si les valeurs sont trop prudentes, de la capacité utilisable reste inutilisée. Si elles sont trop généreuses, le besoin de gestion des congestions a posteriori augmente. La méthode fondée sur les flux ne reproduit pas parfaitement le réseau, car elle repose sur un modèle linéarisé et sur des prévisions. Elle rapproche toutefois nettement l'effet physique des flux commerciaux du couplage des marchés.

Il faut distinguer capacité commerciale et capacité technique. Une ligne a une limite de charge thermique et doit satisfaire à des exigences de stabilité et de sécurité. La capacité offerte au marché en est dérivée, mais n'est pas identique à celle-ci. Elle dépend en outre des prévisions, des marges de sécurité, des clés de répartition de charge, des valeurs minimales réglementaires et des décisions de validation.

Domaines d'application et état d'avancement

Selon la ligne directrice européenne CACM, le calcul fondé sur les flux est la méthode cible aux horizons day-ahead et infrajournalier lorsque les capacités entre zones de dépôt d'offres sont fortement interdépendantes. En Europe centre-ouest (CWE), elle est utilisée depuis 2015. Le 8 juin 2022 (première livraison le 9 juin), elle a été étendue à l'ensemble de la région Core au sein du couplage des marchés day-ahead SDAC. Le 29 octobre 2024 a suivi la région nordique, avec le Danemark, la Finlande, la Norvège et la Suède.

Dans le domaine infrajournalier également, la région Core a été convertie progressivement : en 2024 sont venus les calculs IDCC(a) et IDCC(b), en 2025 IDCC(c) et en avril 2026 IDCC(d). Avec IDCC(e), en service depuis le 14 octobre 2026, la séquence prévue est achevée. Dans le marché infrajournalier SIDC, la capacité est calculée selon les flux. Pour les échanges, des valeurs ATC en sont toutefois en partie encore dérivées.

Importance pour le couplage des marchés et la formation des prix

Dans l'enchère day-ahead couplée, les offres de toutes les zones de dépôt d'offres sont traitées ensemble. L'algorithme maximise le bien-être et doit respecter le domaine fondé sur les flux comme contrainte. Le calcul de capacité détermine donc directement la fréquence à laquelle les prix divergent entre zones. Si un élément critique n'a que peu de marge, il peut limiter simultanément les échanges entre plusieurs zones, même si aucune frontière isolée n'apparaît comme une congestion évidente. À l'inverse, la méthode autorise des combinaisons d'échanges que des valeurs limites forfaitaires excluraient. Comme l'algorithme optimise le bien-être sur l'ensemble de la zone, des échanges dits non intuitifs peuvent survenir certaines heures, c'est-à-dire des exportations d'une zone plus chère vers une zone moins chère.

La disponibilité modélisée du réseau entre ainsi dans la formation des prix. Les écarts de prix entre zones de dépôt d'offres ne reflètent pas seulement les coûts de production et la demande. Ils montrent aussi comment la capacité est calculée, sécurisée et mise à disposition du marché.

Capacité minimale : la règle des 70 %

À l'intérieur d'une zone de dépôt d'offres, les échanges sont réputés exempts de congestion lors de la résolution du marché. Les congestions internes doivent être levées par les gestionnaires de réseau après le marché, par exemple par redispatching ou contre-échange (countertrading). Lorsque des flux internes occupent beaucoup de capacité de ligne, il en reste moins pour les échanges transfrontaliers. Le règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité prescrit donc des valeurs minimales à l'article 16, paragraphe 8. Avec des frontières fondées sur les flux, au moins 70 % de la capacité des éléments critiques internes et transfrontaliers, compte tenu des indisponibilités, doivent être disponibles pour les flux transfrontaliers. Jusqu'à 30 % peuvent donc être consacrés aux marges de fiabilité, aux flux de boucle et aux flux internes. Les 70 % constituent un seuil plancher, non une valeur cible.

Le règlement autorise des règles transitoires : des plans d'action nationaux avec une trajectoire linéaire de progression, ainsi que des dérogations limitées dans le temps. Selon les règles des plans d'action, les valeurs minimales doivent être respectées à partir du 1er janvier 2026. Dans la région Core, l'ajustement à la capacité minimale convertit deux exigences en MW par élément : 20 % de Fmax pour les échanges au sein de Core et 70 % de Fmax pour tous les échanges transfrontaliers. Le débat sur ces valeurs montre qu'il ne s'agit pas seulement de technique. Il s'agit aussi de la manière dont les coûts, les risques et les obligations sont répartis entre gestionnaires de réseau, États membres, acteurs du marché et autorités de régulation. Des marges minimales plus élevées peuvent rendre nécessaire davantage de redispatching.

Malentendus courants

Plus d'échanges à chaque heure : la méthode doit permettre d'utiliser plus efficacement la capacité de réseau disponible. Elle peut toutefois aussi limiter certains sens d'échange plus fortement qu'une valeur NTC, lorsqu'ils chargent fortement des éléments critiques. Une plus grande précision physique ne signifie pas plus d'échanges transfrontaliers à chaque heure.
Manque de transparence : la critique a un fond réel, car les résultats dépendent des modèles de réseau, des prévisions, des GLSK et du choix des éléments. Un chiffre unique par frontière ne serait cependant pas automatiquement plus transparent sur le plan technique s'il ne faisait que masquer les effets physiques. La transparence signifie ici avant tout que les hypothèses, les données et les règles sont compréhensibles. Les résultats de la région Core sont donc publiés chaque jour sur une plateforme.
Cause des congestions : la méthode ne crée pas de congestions. Celles-ci résultent de la structure du réseau, de la répartition géographique de la production et de la consommation, des indisponibilités, de la maintenance et des exigences de sécurité. Le calcul détermine seulement comment ces limites sont prises en compte avant les échanges.

Pourquoi la notion est importante pour le système électrique

Avec la part croissante de la production fluctuante, les flux de charge varient davantage dans l'espace et dans le temps. L'électricité éolienne du Nord, les pics photovoltaïques à midi, le stockage, les consommateurs flexibles et la disponibilité des centrales modifient d'heure en heure la charge du réseau de transport. Une méthode qui ne représente ces interactions que grossièrement à l'échelle des frontières nationales s'accorde mal avec des schémas aussi changeants.

Le calcul fondé sur les flux peut aider à mieux exploiter le réseau existant. Il ne remplace toutefois ni le développement du réseau, ni un découpage judicieux des zones de dépôt d'offres, ni la flexibilité de la production et de la consommation. En cas de congestions structurelles durables, une méthode plus précise reflète mieux les conséquences pour le marché, mais la cause physique demeure. Comme la méthode repose sur des prévisions à D-2, la situation réelle du réseau peut s'en écarter. Les marges de fiabilité et les recalculs infrajournaliers réduisent cette incertitude, mais ne peuvent pas la supprimer.

Le calcul de capacité fondé sur les flux est ainsi une interface entre physique, règles de marché et exploitation du réseau. Le commerce européen de l'électricité ne dépend pas seulement des offres en bourse. Il dépend aussi des limites de réseau modélisées avant les échanges, des marges applicables et des congestions qui ne sont levées qu'après coup, en exploitation. La méthode n'est ni un synonyme de libre commerce de l'électricité ni un substitut à la planification du réseau. Elle traduit la capacité de transport limitée d'un réseau maillé en courant alternatif dans le couplage européen des marchés.

Sources

Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (konsolidierte Fassung) — Europäische Union, EUR-Lex; 2022-06-23 (konsolidierte Fassung). Art. 15 und Art. 16 Abs. 8 Buchst. b
Core CCR Day-ahead process explained — ENTSO-E; unbekannt. Abschnitte Flow-based capacity calculation, Schritte 1–4
Core FB DA MC — JAO – Joint Allocation Office; unbekannt. Projektseite Core Flow-Based Market Coupling
Flow-Based Methodology successfully implemented in the Nordic Region (SDAC-Pressemitteilung) — SDAC / Market Coupling Steering Committee (veröffentlicht durch TGE); 2024-11-04. Pressemitteilung, Haupttext
Core intraday flow-based capacity calculation — ENTSO-E; unbekannt. Introduction

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Edited by eCMS on 12.11.2026 05:05