Capacité transzonale (Cross-Zonal Capacity) · Glossaire

La Cross-Zonal Capacity, en allemand « zonenübergreifende Kapazität » (capacité transzonale), est la capacité de transport disponible pour le commerce d'électricité entre zones de dépôt des offres pour une période donnée. Le règlement européen sur le marché de l'électricité la décrit de façon abstraite comme la capacité du réseau interconnecté à permettre un transfert d'énergie entre zones de dépôt des offres. En pratique, il ne s'agit pas de toute la capacité de ligne physiquement existante. Il s'agit de la part de la capacité du réseau que les gestionnaires de réseau de transport (GRT) libèrent pour les échanges transzonaux, sans mettre en danger la sécurité d'exploitation.

Cette grandeur est exprimée comme une puissance en mégawatts. Elle s'applique à chaque fois à une unité de temps de marché et à une direction d'échange. Dans le couplage européen des marchés du jour pour le lendemain (SDAC), l'unité de temps de marché est d'un quart d'heure depuis le jour de livraison du 1er octobre 2025 ; auparavant, elle était d'une heure. Exemple : 1 000 mégawatts de capacité entre deux zones de dépôt des offres ne signifient pas que cette puissance précise circule sur une ligne donnée. Cela signifie que le marché peut, dans cette direction, prévoir un échange jusqu'à ce niveau, tant que les hypothèses de sécurité du calcul sont valables. Avec la méthode fondée sur les flux, il n'existe pas de valeur unique par frontière. La capacité y est exprimée sous la forme d'un ensemble de contraintes (voir plus bas).

La notion relie la physique des réseaux et la conception du marché. Le courant ne suit pas le contrat commercial, mais les propriétés électriques du réseau maillé. Lorsqu'un négociant vend de l'électricité d'une zone de dépôt des offres à une autre, le courant ne circule pas isolément le long de la frontière. Il se répartit sur de nombreuses lignes, en fonction des impédances, de la topologie du réseau et de la situation du moment en matière d'injection et de consommation. La Cross-Zonal Capacity traduit ces limites physiques en une grandeur avec laquelle le marché peut calculer.

Distinction par rapport à la capacité de ligne, à l'interconnecteur et au volume échangé

La Cross-Zonal Capacity est souvent confondue avec la puissance nominale d'un interconnecteur. Un interconnecteur est une liaison concrète entre deux réseaux, par exemple une ligne à courant alternatif ou une liaison à courant continu. Sa capacité technique de transport est un point de départ important. Mais elle ne détermine pas à elle seule la capacité qui peut être offerte au marché.

Dans les réseaux à courant alternatif, des lignes situées à l'intérieur d'une zone de dépôt des offres peuvent aussi limiter l'échange au-delà d'une frontière de zone. Le règlement européen sur le marché de l'électricité parle donc d'éléments de réseau critiques. Il s'agit d'éléments de réseau situés à l'intérieur d'une zone de dépôt des offres ou entre zones de dépôt des offres, qui sont pris en compte dans le calcul de la capacité. Un échange entre deux zones peut en outre solliciter des lignes d'une troisième zone. Ces flux, qui ne suivent pas le chemin commercial convenu, sont souvent appelés flux de bouclage (Loop Flows).

Le volume effectivement échangé est lui aussi autre chose. La capacité est une limite supérieure pour les échanges fondés sur le marché. Qu'elle soit utilisée dépend des écarts de prix, des offres, de la demande et de la production. Une capacité élevée n'entraîne pas automatiquement beaucoup d'échanges si les prix sont similaires dans les deux zones. Une capacité limitée peut en revanche devenir déterminante pour les prix dès des volumes modérés, si elle empêche un échange économiquement pertinent.

La zone de dépôt des offres est le cadre juridique de référence. C'est la plus grande zone au sein de laquelle les acteurs du marché peuvent échanger de l'énergie sans allocation de capacité. À l'intérieur de la zone, le marché fait donc comme s'il n'y avait pas de congestions. Ce n'est qu'entre zones que les congestions du réseau deviennent visibles par le biais de capacités limitées. L'ampleur de la Cross-Zonal Capacity dépend donc étroitement de l'endroit où passent les frontières de zones et des congestions qui restent masquées à l'intérieur d'une zone.

Comment la capacité est calculée

Les GRT calculent la capacité de manière coordonnée dans des régions dites de calcul de la capacité. La base en est constituée de modèles de réseau communs et de la ligne directrice relative à l'allocation de capacité et à la gestion de la congestion (règlement (UE) 2015/1222, en abrégé CACM). Selon celle-ci, les GRT doivent calculer la capacité au moins pour les échéances du jour pour le lendemain (day-ahead) et infrajournalière (intraday). D'autres lignes directrices s'appliquent aux opérations à terme et à l'énergie d'équilibrage. Le calcul intègre des prévisions d'injection, de consommation, de configurations de commutation, de maintenances planifiées et d'échanges attendus. On détermine quels flux supplémentaires sont possibles au-delà des frontières de zones sans surcharger les éléments de réseau critiques.

Une partie de la capacité physique reste réservée comme marge de sécurité. Le réseau doit supporter la défaillance d'un équipement isolé, par exemple une ligne ou un transformateur (critère n-1). De plus, les marges de fiabilité couvrent les incertitudes de prévision. La Cross-Zonal Capacity est donc toujours une capacité sous conditions de sécurité et non la capacité thermique maximale d'une ligne.

En Europe, il existe deux méthodes de base. Dans l'approche coordonnée de la Net Transfer Capacity (capacité nette de transfert), chaque frontière et chaque direction reçoit une valeur fixe. C'est facile à comprendre, mais cela ne reflète que grossièrement les interactions dans le réseau maillé. Dans l'approche fondée sur les flux, le Flow-Based Market Coupling (couplage de marchés fondé sur les flux), la capacité est décrite à travers des éléments de réseau critiques. Pour chacun de ces éléments, il existe une marge disponible et des facteurs de distribution qui indiquent dans quelle mesure une position commerciale sollicite l'élément. L'algorithme de marché choisit ensuite la combinaison d'échanges qui respecte simultanément tous les éléments. La méthode est plus complexe, mais peut répartir plus efficacement la capacité du réseau entre des directions d'échange concurrentes. Dans la région Core, dont fait partie l'Allemagne, et dans la région Nordic, elle est aujourd'hui appliquée sur le marché day-ahead.

Pour les acteurs du marché, cela ressemble souvent à une boîte noire. La capacité peut varier nettement d'un jour à l'autre, même si aucune ligne n'a été construite ni mise hors service. La raison en est la situation du réseau à chaque moment : l'injection éolienne et solaire, le recours aux centrales, la consommation, les maintenances et les incertitudes de prévision modifient la part utilisable. La Cross-Zonal Capacity n'est donc pas une propriété fixe d'une frontière, mais une valeur recalculée pour chaque période d'exploitation.

Importance pour les prix, les congestions et la sécurité d'approvisionnement

Sur le marché day-ahead, un algorithme commun optimise en un seul calcul les offres de toutes les zones de dépôt des offres couplées. La Cross-Zonal Capacity sert alors de contrainte. Si elle reste inutilisée à une frontière, les prix des zones concernées s'alignent. Si elle est épuisée, des prix différents apparaissent. L'écart de prix montre que l'électricité moins chère ne peut pas parvenir entièrement dans la zone plus chère.

Ces écarts de prix génèrent des recettes de congestion, que perçoivent les GRT. Leur utilisation est encadrée par l'article 19 du règlement (UE) 2019/943. Elles servent en priorité à garantir la disponibilité effective de la capacité allouée ainsi qu'à maintenir ou à développer les capacités transzonales. Sous conditions et après approbation de l'autorité de régulation, les montants restants peuvent aussi être utilisés pour réduire les tarifs de réseau. La capacité détermine donc aussi où la rareté devient visible, quel arbitrage est possible et quelles recettes proviennent des congestions.

Pour la sécurité d'approvisionnement, la valeur doit être considérée de façon nuancée. Une capacité élevée facilite l'assistance mutuelle, par exemple lorsque des centrales tombent en panne dans une zone ou que la charge résiduelle augmente fortement. Selon des analyses de l'agence ACER, une capacité disponible plus importante aurait pu éviter de nombreux pics de prix extrêmes en Europe du Sud-Est à l'été 2024. Mais elle ne remplace pas une puissance garantie lorsque plusieurs régions sont simultanément en tension ou lorsque la congestion se situe précisément dans la direction nécessaire. Elle est aussi importante pour les énergies renouvelables : si la capacité est limitée, l'électricité éolienne ou solaire bon marché est le cas échéant écrêtée, tandis que des centrales plus coûteuses fonctionnent ailleurs.

L'exigence européenne des 70 %

L'article 16, paragraphe 8, du règlement (UE) 2019/943 prescrit des valeurs minimales. Les GRT ne doivent pas limiter la capacité pour résoudre des congestions à l'intérieur de leur propre zone de dépôt des offres. En outre, une capacité minimale s'applique : aux frontières avec approche NTC coordonnée, 70 % de la capacité de transport sont prescrits, après déduction des variantes de défaillance et dans le respect des limites de sécurité. Avec l'approche fondée sur les flux, 70 % de la capacité de chaque élément de réseau critique interne et transzonal pertinent doivent rester libres pour les flux résultant d'échanges transzonaux. Ici aussi, les limites de sécurité et les variantes de défaillance s'appliquent. L'exigence ne signifie donc pas que 70 % de chaque ligne sont librement négociables à tout moment.

L'exigence minimale s'applique en principe depuis 2020. Les États membres confrontés à des congestions structurelles pouvaient toutefois adopter des plans d'action au titre de l'article 15. La capacité pouvait alors augmenter le long d'une trajectoire linéaire, jusqu'à atteindre les 70 % au plus tard fin 2025. Des exceptions temporaires (dérogations) sont en outre possibles. Selon le suivi de l'ACER, la mise en œuvre est restée en deçà de l'objectif jusqu'en 2025 dans plusieurs régions. L'ACER a chiffré à environ 580 millions d'euros le gain de bien-être perdu pour la seule région Core en 2024. Le rapport de 2026 constate lui aussi que la mise en œuvre continue de prendre du retard et que des dérogations limitent la capacité disponible.

Interprétations erronées typiques

Une faible capacité n'est pas automatiquement un cloisonnement. Des incitations dommageables existent bel et bien : une capacité d'exportation limitée peut masquer des congestions internes, et c'est précisément ce que la règle des 70 % veut empêcher. Souvent, toutefois, une réduction tient à l'état du réseau, aux marges de sécurité ou à des maintenances. Seul un examen des règles de calcul montre si elle est justifiée : quels éléments de réseau sont considérés comme critiques, quelles défaillances sont supposées et quelles valeurs minimales sont prescrites ?
Une capacité d'importation élevée ne signifie pas dépendance aux importations. Elle signifie d'abord seulement que le marché peut compenser des écarts de prix par des échanges. Qu'une zone importe ou exporte résulte de l'offre et de la demande et peut changer d'un quart d'heure à l'autre.
Davantage de capacité ne fait pas baisser les prix partout. Elle couple les marchés plus étroitement. Dans une zone d'importation chère, cela tempère les prix ; dans une zone d'exportation bon marché, cela peut les faire monter. À l'échelle de l'économie globale, les coûts tendent à baisser, mais les effets de répartition entre régions, consommateurs et producteurs demeurent.
La capacité ne peut pas être évaluée indépendamment du découpage des zones de dépôt des offres. Les grandes zones masquent des congestions internes que les gestionnaires de réseau doivent alors résoudre par redispatching. Comme les mêmes lignes servent aux transports internes et transzonaux, les deux se disputent la même marge.

Mise en perspective

La Cross-Zonal Capacity naît dans un cadre réglementaire européen auquel participent GRT, autorités de régulation, bourses de l'électricité et acteurs du marché. Pour les droits de transport de long terme, le commerce day-ahead, le commerce intraday et l'énergie d'équilibrage, des procédures et des délais propres s'appliquent. Il existe à cet égard un conflit d'objectifs durable. Le marché doit permettre un maximum d'échanges afin que la production, la consommation, le stockage et la flexibilité soient utilisés efficacement. L'exploitation du réseau doit simultanément empêcher que les programmes de marché ne mènent le réseau à un état dangereux. Les autorités de régulation vérifient si des capacités limitées sont techniquement justifiées. À proprement parler, la notion désigne donc la capacité de réseau transzonale négociable sous conditions de sécurité. Elle ne décrit ni la simple existence de lignes ni la volonté politique de commercer de l'électricité.

Sources

Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Neufassung) — Europäische Union, EUR-Lex; 2019-06-05. Art. 2 Nr. 70 (Definition), Art. 2 Nr. 69 (kritisches Netzelement), Art. 15, Art. 16 Abs. 8, Art. 19
Verordnung (EU) 2015/1222 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (CACM) — Europäische Kommission, EUR-Lex; 2015-07-24. Abschnitte zu gemeinsamem Netzmodell, Zeitbereichen der Kapazitätsberechnung und Zuverlässigkeitsmarge
Transmission capacities for cross-zonal electricity trade and grid congestion management – 2025 Monitoring Report — ACER; 2025-09-05. Key findings
Progress of EU electricity wholesale market integration – 2026 Monitoring Report — ACER; 2026 (genaues Datum unbekannt). Abschnitt 2.4 Cross-zonal capacities and the minimum 70% requirement
SDAC: Go-live of 15-minute Market Time Unit in Day Ahead Market Coupling successful as of September 30, 2025 — Austrian Power Grid (APG); 2025-10-01. Pressemitteilung

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