Capacity Calculation Region (CCR) · Glossaire

Une Capacity Calculation Region, en abrégé CCR, s'appelle Kapazitätsberechnungsregion dans la version allemande du droit de l'UE. Le règlement CACM (UE) 2015/1222 la définit comme la zone géographique dans laquelle s'effectue le calcul coordonné de la capacité. Au sein d'une telle région, les gestionnaires de réseau de transport (GRT) concernés déterminent, selon des méthodes communes, quelle capacité inter-zonale peut être mise à la disposition des échanges d'électricité entre zones de dépôt des offres voisines. La notion provient du droit européen du marché de l'électricité. Elle est étroitement liée au couplage des marchés, à la gestion des congestions et au calcul coordonné de la sécurité du réseau.

Une CCR regroupe plusieurs zones de dépôt des offres, leurs frontières et les gestionnaires de réseau de transport compétents. Elle n'est pas une région de réseau physique à part entière. Ce qui compte, c'est de savoir quelles frontières de zones de dépôt des offres s'influencent mutuellement lors des flux commerciaux. Dans un réseau à courant alternatif maillé, l'électricité ne suit pas l'itinéraire commercial convenu par contrat, mais se répartit selon les propriétés électriques des lignes. Une transaction entre deux zones de dépôt des offres peut donc charger des lignes situées dans une troisième zone. Ces flux non planifiés s'appellent flux de boucle. C'est précisément en raison de ces interactions qu'il faut un calcul coordonné plutôt que de nombreux calculs séparés à chaque frontière.

Ce que l'on entend par « capacité »

La capacité ne désigne pas ici la puissance des centrales électriques. Il s'agit de la capacité de transport transfrontalière destinée aux échanges. Elle est exprimée en mégawatts et détermine la quantité d'électricité que les acteurs du marché peuvent échanger entre zones de dépôt des offres sans compromettre la sécurité du réseau. Cette capacité n'est pas une valeur fixe comme la puissance nominale d'une ligne. Elle dépend de la charge, de la production, des états de commutation, des indisponibilités planifiées, des marges de sécurité et des défaillances supposées. Elle est donc recalculée en permanence pour différents horizons de marché, par exemple pour le marché day-ahead et le marché intrajournalier. Selon le règlement CACM, les GRT de chaque région doivent recalculer la capacité inter-zonale dans l'horizon intrajournalier sur la base des informations les plus récentes disponibles.

Base juridique et détermination des régions

La base est le règlement CACM (UE) 2015/1222 du 24 juillet 2015. Il fait partie des codes de réseau et lignes directrices européens et régit l'allocation de la capacité et la gestion des congestions dans les horizons day-ahead et intrajournalier. Selon l'article 15, tous les GRT devaient élaborer conjointement une proposition de détermination des régions. Deux règles d'affectation s'appliquent : chaque frontière de zone de dépôt des offres appartient à une seule CCR. Chaque GRT appartient au moins à toutes les régions dans lesquelles il possède des frontières de zones de dépôt des offres. Un gestionnaire de réseau peut donc appartenir à plusieurs CCR. C'est le cas, par exemple, des gestionnaires dont le réseau se situe à des frontières relevant de régions différentes.

Les régions ne sont donc pas choisies librement par les gestionnaires de réseau. Leur détermination doit être approuvée par une autorité. La première détermination a eu lieu en 2016 par une décision de l'agence de régulation de l'UE ACER. Elle a depuis été modifiée à plusieurs reprises. La décision ACER 04/2021 du 7 mai 2021 a refondu la détermination alors en vigueur. D'autres modifications ont suivi. Elles ont notamment intégré des frontières norvégiennes dans les régions Nordic et Hansa et créé la région Central Europe. Dans celle-ci, les régions Core et Italy North sont d'abord fusionnées pour le calcul de la capacité day-ahead. Après chaque approbation, les GRT d'une région doivent soumettre des méthodes communes, par exemple pour le calcul de la capacité ainsi que pour le redispatching et le countertrading coordonnés.

Configuration actuelle (état selon l'ACER, décembre 2025)

En décembre 2025, l'ACER citait neuf CCR dans l'UE : Nordic, Hansa, Core, Italy North, Central Europe (CE), Greece-Italy (GRIT), South-West Europe (SWE), Baltic et South-East Europe (SEE). Par la décision 10/2025, l'ACER a approuvé d'autres modifications. Core et Italy North ne doivent plus être fusionnées dans la région Central Europe uniquement pour le day-ahead. S'y ajoutent le calcul de la capacité intrajournalière, la coordination régionale de la sécurité d'exploitation ainsi que le redispatching et le countertrading coordonnés, avec partage des coûts. En outre, la région South-East Europe a été étendue. Les régions East-Central Europe, Italy-Montenegro et Eastern Europe ont été nouvellement créées. Elles intègrent des frontières et des GRT des parties contractantes de la Communauté de l'énergie et d'États voisins de l'UE. East-Central Europe est considérée comme une solution transitoire et doit ensuite être intégrée dans Central Europe. Pour l'Allemagne, la CCR Core est particulièrement importante ; la capacité y est calculée selon une approche basée sur les flux.

Comment se déroule le calcul commun

Les GRT d'une région calculent avec un modèle de réseau commun. Celui-ci contient la production et la charge prévues, la topologie du réseau, les indisponibilités planifiées et les limites d'exploitation. Sur cette base, on vérifie quel volume d'échanges est possible sans qu'un élément du réseau soit surchargé. Cela vaut aussi dans le cas où un équipement pertinent, comme une ligne ou un transformateur, tombe en panne. Ce principe est connu sous le nom de critère N-1. Pour tenir compte des incertitudes de prévision, une marge de fiabilité est déduite. Le règlement CACM la définit comme une réduction de la capacité inter-zonale destinée à couvrir les incertitudes du calcul de capacité. En outre, chaque GRT peut déterminer quelles mesures de soulagement, par exemple des manœuvres de commutation, sont prises en compte dans le calcul.

Il existe deux approches fondamentales pour le calcul. Dans l'approche de la capacité nette de transport (NTC) coordonnée, une valeur maximale échangeable est fixée pour chaque frontière de zone de dépôt des offres. C'est parlant, mais cela ne rend compte que grossièrement des interactions dans les réseaux fortement maillés. Dans le calcul de capacité basé sur les flux (flow-based), on calcule en revanche, pour les éléments critiques du réseau, dans quelle mesure les positions commerciales zonales les influencent. Le marché optimise alors à l'intérieur de ces limites. Dans les régions où les flux d'électricité sont étroitement couplés, comme certaines parties de l'Europe continentale, cette méthode reproduit plus précisément la physique, mais elle est plus difficile à suivre.

Capacité minimale pour les échanges : l'objectif de 70 pour cent

Outre les méthodes CACM, l'article 16, paragraphe 8, du règlement sur le marché de l'électricité (UE) 2019/943 s'applique. Selon celui-ci, les GRT ne peuvent pas limiter à leur guise la capacité mise à disposition pour les échanges afin de résoudre des congestions internes. Ils doivent mettre à disposition du commerce inter-zonal au moins 70 pour cent de la capacité des éléments critiques du réseau, dans le respect des limites de sécurité et en tenant compte des défaillances. Au maximum 30 pour cent peuvent être utilisés pour les marges de fiabilité, les flux de boucle et les flux internes. Cela vaut tant pour l'approche NTC que pour l'approche basée sur les flux. Cette exigence est contraignante depuis le 1er janvier 2020. Les États membres pouvaient atteindre les valeurs progressivement, par des plans d'action ou des dérogations, jusqu'à fin 2025. Les 70 pour cent constituent un plancher et non une valeur maximale.

Distinction par rapport aux notions voisines

Zone de dépôt des offres : zone à prix de gros uniforme, pour autant que les congestions ne soient pas représentées à l'intérieur de la zone. L'Allemagne et le Luxembourg forment par exemple une zone de dépôt des offres commune. Une CCR comprend plusieurs frontières de zones de dépôt des offres et calcule la capacité entre les zones.
Zone de réglage ou zone de réseau : le domaine de responsabilité d'un seul gestionnaire de réseau. La CCR est en revanche un espace de coordination de plusieurs GRT. Elle ne remplace pas leur responsabilité d'exploitation. Chaque GRT reste responsable de la sécurité de son réseau, mais doit coordonner régionalement hypothèses et procédures.
Marché de capacité : un marché de capacité rémunère une puissance de production ou de réduction de charge garantie. Il n'a rien à voir avec la capacité de transport dont il est question pour une CCR. Seul le mot anglais « capacity » est le même.

Pourquoi les CCR sont importantes pour le marché de l'électricité

Le marché intérieur européen doit permettre de produire l'électricité là où c'est globalement le moins cher, tant que le réseau reste sûr. Pour cela, les capacités entre zones de dépôt des offres doivent être déterminées de manière fiable et non discriminatoire. Si elles sont calculées avec trop de prudence, des échanges restent inutilisés. Les écarts de prix entre zones restent alors plus grands, des centrales plus chères fonctionnent plus souvent et l'électricité renouvelable s'intègre moins bien. Si elles sont fixées de manière trop généreuse, les GRT doivent intervenir après la clôture du marché par du redispatching ou du countertrading. Cela entraîne des coûts dont la répartition entre pays peut être contestée, car la cause et l'effet d'une congestion ne se situent souvent pas dans le même pays. L'ACER souligne donc que des régions bien délimitées doivent améliorer la coordination de ces processus et optimiser la capacité d'échange.

Avec la part croissante de l'électricité éolienne et solaire, le calcul régional de la capacité gagne en importance. Une forte injection éolienne dans le nord, des pics solaires dans le sud, des défaillances de centrales ou des pointes de charge peuvent déplacer rapidement et sur de vastes zones les flux dans le réseau de transport. Le calcul ne peut pas prévoir exactement ces états. Il doit toutefois retenir des hypothèses robustes et limiter les risques de manière traçable.

Interprétations erronées typiques

« La capacité est un quota politique » : des exigences minimales comme l'objectif de 70 pour cent fixent des planchers. La valeur concrète résulte toutefois d'un calcul de réseau dans des conditions de sécurité. Des valeurs faibles peuvent tenir à des congestions réelles, à des marges de sécurité, à des indisponibilités planifiées ou à des hypothèses méthodologiques.
« Une CCR supprime les congestions » : une CCR calcule et coordonne. Elle ne construit pas de lignes et ne déplace pas les frontières des zones de dépôt des offres. Elle peut rendre visibles les congestions structurelles et les traiter de manière uniforme. Elles sont résolues par d'autres instruments, comme le développement du réseau, une autre configuration des zones de dépôt des offres, des charges flexibles ou le stockage.
« Les valeurs sont exactes » : les valeurs de capacité apparaissent comme des chiffres fermes dans le processus de marché. Elles reposent toutefois sur des prévisions et des hypothèses de modèle. Leur qualité dépend de l'échange de données, de la cohérence des modèles de réseau et de la manière de traiter l'incertitude.

Place dans la gestion des congestions et la gouvernance

Dans la CCR, deux exigences sont mises en œuvre concrètement. Le marché a besoin de valeurs de capacité claires pour que les offres puissent être couplées entre zones de dépôt des offres. L'exploitation du réseau a besoin de limites de sécurité pour que les échanges ne provoquent pas de charges de lignes inadmissibles. Sur le plan institutionnel, c'est exigeant, car plusieurs GRT, des autorités nationales de régulation, l'ACER et des processus de marché interagissent. Les intérêts des pays continuent de diverger, par exemple en matière de possibilités d'exportation, de flux de transit ou de coûts de redispatching. La méthode commune ne résout pas politiquement ces conflits. Elle oblige toutefois à traiter hypothèses, marges et étapes de calcul de manière ouverte et coordonnée. Pour comprendre la gestion des congestions, la CCR est donc centrale. C'est ici que les limites physiques du réseau sont traduites en limites de marché échangeables. Une CCR n'est ni un marché de l'électricité supplémentaire ni un réseau propre, mais l'espace coordonné dans lequel s'opère cette traduction.

Sources

Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (CACM) — Europäische Union, EUR-Lex; 2015-07-24. Art. 2 Nr. 3 und Nr. 14, Art. 9, Art. 14, Art. 15, Art. 20, Art. 21, Art. 35
Europe reshapes capacity calculation regions to improve cross-border power flows — ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators); 2025-12-17. Abschnitte „What are capacity calculation regions“, „What did ACER decide?“, „Next steps“
ACER Decision on the determination of capacity calculation regions: Annex I (ACER Decision 04/2021) — ACER; 2021-05-07. Präambel/Erwägungen zur Historie der Festlegung
ACER Recommendation No 01/2019 on the implementation of the minimum margin available for cross-zonal trade pursuant to Article 16(8) of Regulation (EU) 2019/943 — ACER; 2019-08-08. Erwägungen zu Art. 16 Abs. 8 lit. a und b
ACER Decision 11/2022 on alternative bidding zone configurations — ACER; 2022-08 (genaues Datum unbekannt). Abschnitt zum 70-%-Mindestziel, Fußnote 9

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Edited by eCMS on 11.11.2026 16:45