Congestion Rent, revenu de congestion · Glossaire

La congestion rent se dit en allemand le plus souvent « Engpasserlös », plus rarement « Engpassrente ». Elle désigne le revenu qui naît lors des échanges d'électricité entre deux zones de dépôt des offres lorsque la capacité de transport disponible ne suffit pas à égaliser complètement les prix. Elle résulte de l'écart de prix entre les zones et de la quantité d'électricité effectivement échangée entre ces zones. Sur le plan technique, il s'agit de la valeur de marché de la capacité de réseau rare et négociable entre zones de prix.

Un exemple chiffré montre l'ordre de grandeur : dans la zone de dépôt des offres A, l'électricité coûte 60 euros par mégawattheure, dans la zone B 90 euros par mégawattheure. L'écart de prix est donc de 30 euros par mégawattheure. Si 1 000 mégawatts circulent de A vers B pendant une heure via une interconnexion, cela représente 1 000 mégawattheures et donc 30 000 euros de revenu de congestion. La différence d'unités est importante : la ligne transmet une puissance en mégawatts. Ce n'est qu'avec le temps qu'elle devient une quantité d'énergie en mégawattheures, que l'on multiplie par l'écart de prix en euros par mégawattheure. Depuis le 1er octobre 2025, le couplage européen des marchés day-ahead forme les prix par intervalles de 15 minutes. Pour un seul quart d'heure, les mêmes valeurs donneraient donc 250 mégawattheures et 7 500 euros. Si les prix et le flux restent identiques pendant toute une heure, les quatre quarts d'heure totalisent de nouveau 30 000 euros.

Le revenu de congestion n'est ni de la production d'électricité ni un tarif de réseau. Il naît de la rareté de la capacité de transport, c'est-à-dire là où le marché demande plus de capacité de ligne que ce qui peut être libéré pour une exploitation sûre du réseau. Cette rareté peut avoir diverses causes : limites physiques des lignes, marges de sécurité, règles d'exploitation ou méthode de calcul de la capacité négociable. Dans les réseaux à courant alternatif maillés, elle ne dépend en outre pas d'une seule ligne, mais des flux de charge dans l'ensemble du réseau interconnecté. L'électricité suit des chemins physiques et non les contrats commerciaux.

Distinction avec le prix, les coûts de réseau et le redispatching

Les revenus de congestion ne sont pas la même chose que le prix de l'électricité. Le prix dans une zone de dépôt des offres résulte de l'offre et de la demande. Un revenu de congestion n'apparaît que par l'écart de prix entre zones, combiné à la capacité limitée de transporter de l'électricité entre elles. Si les prix s'alignent parce que la capacité est suffisante, il n'y a, à cette frontière, aucun revenu de congestion ou seulement un revenu faible.

Ils ne doivent pas non plus être confondus avec les tarifs de réseau. Les utilisateurs du réseau paient des tarifs de réseau pour couvrir les coûts réglementés du réseau. Les revenus de congestion naissent en revanche de l'attribution de capacité entre zones. Dans l'UE, ils sont affectés à des usages déterminés et ne peuvent pas être utilisés comme un bénéfice d'entreprise ordinaire. Ce n'est que sous certaines conditions qu'ils peuvent servir à réduire les tarifs de réseau (voir ci-dessous).

Les revenus de congestion se distinguent nettement du redispatching. Lors du redispatching, le gestionnaire de réseau intervient dans l'utilisation de centrales, de stockages ou de charges afin de maîtriser des congestions du réseau en cours d'exploitation. Cela engendre des coûts, car des installations doivent fonctionner autrement que ce que le marché avait prévu. Les revenus de congestion naissent en revanche de la gestion par le marché de la capacité rare entre zones de dépôt des offres. Les deux grandeurs sont liées mais mesurent des choses différentes : les revenus de congestion montrent la valeur de marché de la capacité rare entre zones, les coûts de redispatching l'effort consenti pour la correction technique de situations de réseau.

Une autre distinction concerne les rentes de producteurs et les prix de rareté. Lorsqu'une centrale réalise de fortes marges de contribution à des prix de marché élevés, il ne s'agit pas de congestion rent au sens strict. La congestion rent est attachée à la capacité de réseau entre zones de prix, non à une installation de production individuelle. Grâce aux droits de transport à long terme, les acteurs du marché peuvent se couvrir contre les écarts de prix entre zones. Leur origine reste cependant la capacité de transport rare.

Comment les revenus de congestion naissent dans le couplage des marchés

Sur le marché européen de l'électricité, la capacité entre zones est attribuée dans le segment day-ahead par le couplage des marchés. Un algorithme commun optimise simultanément les offres de toutes les zones de dépôt des offres concernées et tient compte à cet effet des limites de la capacité de transport. Tant que la capacité est suffisante, les prix s'alignent. Lorsqu'une frontière ou un élément de réseau devient une contrainte active, les prix restent séparés. L'écart montre alors la valeur qu'aurait une unité supplémentaire de capacité de transport négociable dans l'intervalle de temps de marché considéré.

Dans les enchères explicites, les acteurs du marché paient directement pour le droit d'utiliser la capacité à une frontière. C'est courant pour les droits de transport à long terme. Dans l'attribution implicite, comme dans le couplage des marchés day-ahead, ils acquièrent ensemble l'énergie et la capacité de transport. Selon la Bundesnetzagentur, la capacité aux frontières allemandes est attribuée de manière implicite en day-ahead depuis novembre 2010. Les gestionnaires de réseau de transport y réalisent des revenus issus de l'écart de prix qui subsiste entre les pays après le couplage des marchés et de la rémunération des droits de transport à long terme. Pour les acteurs du marché, la rareté se manifeste dans la procédure implicite surtout sous la forme d'un écart de prix entre zones de dépôt des offres.

Les présentations simples calculent l'écart de prix multiplié par l'échange à une frontière. Dans le couplage des marchés fondé sur les flux, par exemple dans la région Core, l'affectation est plus complexe. On n'y considère pas une seule ligne frontalière, mais un ensemble d'éléments de réseau critiques sur lesquels chaque échange agit par des facteurs de répartition des flux. Le revenu de congestion total résulte alors des positions nettes et des prix de toutes les zones concernées. Selon des règles de répartition établies, il est réparti entre les gestionnaires de réseau de transport. À certaines frontières, l'échange peut même aller de la zone la plus chère vers la moins chère si cela libère de la capacité sur d'autres éléments critiques pour l'ensemble du système. La logique économique reste la même : la capacité de réseau rare reçoit un prix, parce qu'elle empêche une production moins chère ou une demande flexible de produire pleinement ses effets dans une autre zone.

Cadre juridique dans l'UE : à quoi les revenus de congestion peuvent être utilisés

Dans l'UE, l'article 19 du règlement sur le marché intérieur de l'électricité (UE) 2019/943 régit l'utilisation. Des revenus ne peuvent être tirés que de congestions apparues dans l'horizon temporel concerné de l'attribution de capacité. Sont exclues les nouvelles interconnexions bénéficiant d'une dérogation réglementaire. Deux objectifs sont prioritaires. Premièrement, la disponibilité réelle de la capacité attribuée doit être garantie, y compris par des compensations lorsque la capacité promise ne peut pas être fournie. Deuxièmement, la capacité entre zones doit être maintenue ou développée, par exemple par des mesures de soulagement coordonnées ou par des investissements dans les réseaux qui réduisent les congestions aux interconnexions.

Depuis la réforme du marché de l'électricité de 2024, le règlement (UE) 2024/1747 prévoit une autre finalité : une compensation pour les exploitants d'installations offshore de production d'électricité renouvelable. Elle s'applique lorsque, selon les résultats validés du calcul de capacité, les gestionnaires de réseau de transport ne mettent pas à disposition la capacité d'exportation convenue contractuellement ou prescrite. Par an, elle est limitée aux revenus de congestion perçus aux interconnexions entre les zones de dépôt des offres concernées.
Lorsque les objectifs prioritaires sont atteints de manière appropriée, les revenus restants peuvent, avec l'approbation de l'autorité de régulation, être pris en compte dans la détermination des tarifs de réseau. À défaut, ils sont inscrits sur un compte interne distinct jusqu'à ce qu'ils puissent être utilisés conformément à leur finalité.
Les gestionnaires de réseau de transport doivent fixer à l'avance la manière dont ils entendent utiliser les revenus et rendre compte de l'utilisation effective. Les détails sont réglés par une méthode de l'ACER (décision n° 38/2020). En Allemagne, la Bundesnetzagentur publie chaque année un rapport sur le montant et l'utilisation des revenus.

L'année 2022, avec ses prix de gros élevés, montre l'ampleur que peuvent atteindre les montants. Selon la Bundesnetzagentur, les quatre gestionnaires de réseau de transport allemands ont affecté en 2022 environ 1,4 milliard d'euros à la garantie de la disponibilité de la capacité attribuée. Environ 424 millions d'euros supplémentaires ont été consacrés au maintien ou au développement de la capacité entre zones, et environ 1,4 million d'euros ont été transférés sur un compte distinct. Il n'y a pas eu en 2022 de réduction des tarifs de réseau à partir de ces revenus. De telles valeurs fluctuent fortement avec le niveau des prix, la météo et la disponibilité des centrales.

Pourquoi les revenus de congestion sont pertinents pour le système électrique

Les revenus de congestion rendent visible que la capacité de transport a une valeur systémique. Une interconnexion ne permet pas seulement des flux d'électricité physiques. Elle relie des espaces de prix, améliore l'équilibre entre production et demande et peut éviter le recours à des installations plus coûteuses. Lorsque cette capacité devient rare, sa valeur devient mesurable sous forme de revenu de congestion.

Pour l'évaluation des interconnexions et du développement du réseau, les revenus de congestion ne constituent qu'une partie du calcul. Des revenus élevés peuvent indiquer qu'une capacité supplémentaire serait économiquement utile. Ils peuvent toutefois aussi résulter d'écarts de prix passagers, par exemple en raison d'indisponibilités de centrales, de prix des combustibles, de conditions météorologiques ou de limites réglementaires. Une nouvelle ligne réduit les écarts de prix qu'elle comble. La baisse des revenus de congestion après un renforcement peut donc être un succès et non un signe d'inutilité. L'utilité économique globale comprend en outre les avantages pour les consommateurs et les producteurs des deux côtés.

La notion est également importante pour la discussion sur le découpage des zones de dépôt des offres. À l'intérieur d'une zone de dépôt des offres, l'électricité est échangée comme s'il n'y avait pas de congestions internes. Seules les congestions entre zones créent des écarts de prix et donc des revenus de congestion. Lorsqu'une congestion se situe durablement à l'intérieur d'une grande zone, elle ne se manifeste pas dans le prix, mais le plus souvent sous la forme d'un besoin de redispatching. Le marché voit alors un prix unique, et l'exploitation du réseau doit résoudre la congestion physique après coup. Selon le droit de l'UE, les frontières des zones de dépôt des offres doivent donc être fondées sur des congestions structurelles à long terme. En outre, la capacité entre zones ne doit en principe pas être réduite pour remédier à des congestions internes.

Les revenus de congestion touchent aussi à des questions de gouvernance : qui reçoit les revenus, à quoi peuvent-ils servir et quelles incitations en découlent ? Les gestionnaires de réseau de transport ne doivent pas maintenir artificiellement des congestions pour générer des revenus. C'est pourquoi l'utilisation est affectée à des finalités précises et surveillée par les autorités de régulation. Les revenus ne doivent pas non plus alimenter librement les bénéfices des entreprises, car ils naissent d'une infrastructure réglementée dont les coûts sont supportés par les utilisateurs du réseau.

Interprétations erronées typiques

Les revenus de congestion sont souvent interprétés comme un profit tiré d'une défaillance technique. Ils naissent certes à cause d'une capacité rare, mais constituent d'abord un mécanisme de règlement et de répartition dans un marché soumis à des limites physiques. Sans lui, la capacité rare devrait être attribuée administrativement. La formation des prix rend visible la valeur de la capacité dans un intervalle de temps concret.

L'équation « revenus de congestion élevés égale ligne durablement surchargée » est tout aussi fausse. Une limite de capacité peut déjà être contraignante alors qu'aucune ligne n'est exploitée à son maximum thermique. Le calcul de capacité tient compte des variantes de défaillance (le critère n-1), des limites de tension et de stabilité ainsi que de l'effet des flux commerciaux sur d'autres éléments de réseau. La capacité libérée pour les échanges n'est donc pas identique à la puissance nominale technique d'une ligne.

L'affirmation selon laquelle les revenus de congestion financeraient automatiquement le développement du réseau est elle aussi trop courte. L'utilisation suit les règles de priorité évoquées, et une grande partie peut être consacrée à la garantie de capacité déjà attribuée. Les investissements dépendent en outre de la planification du réseau, des autorisations, des évaluations coûts-bénéfices, de la régulation et des délais de construction. Les revenus de congestion sont un indicateur de rareté, mais ne remplacent pas la planification du réseau.

Dans le contexte des énergies renouvelables, la notion est souvent employée de manière trop étroite. L'électricité éolienne et solaire peut accentuer les écarts de prix entre zones, par exemple lorsque beaucoup d'électricité bon marché est produite dans une région et que la capacité d'exportation est limitée. La congestion rent n'explique toutefois pas à elle seule la cause de la congestion. Elle mesure la valeur de marché du transport rare dans une situation donnée. Pour une analyse des causes, il faut considérer ensemble les sites de production, les centres de consommation, la structure du réseau, les stockages, le parc de centrales et les règles d'exploitation.

Lien avec la flexibilité et la sécurité d'approvisionnement

Les revenus de congestion sont étroitement liés à la flexibilité. Lorsque des consommateurs flexibles, des stockages ou des producteurs pilotables réagissent aux écarts de prix, ils modifient les flux de charge et les écarts de prix. Davantage de flexibilité dans une zone à prix élevé peut réduire le besoin d'importations. Dans une zone à prix bas, elle peut absorber des excédents qui, en raison d'une capacité d'exportation limitée, n'obtiendraient sinon que des prix bas, voire négatifs. Les revenus de congestion peuvent ainsi diminuer alors que le système électrique fonctionne plus efficacement.

Pour la sécurité d'approvisionnement, les revenus de congestion ne sont pas un indicateur direct. Une congestion rent élevée ne signifie pas que l'électricité est rare, mais que la capacité de transport entre zones de prix est rare. La sécurité d'approvisionnement dépend en outre de la production disponible, de la demande, des réserves, de la stabilité du réseau, de l'approvisionnement en combustibles, de la qualité des prévisions et de la conduite de l'exploitation. Un système peut présenter des revenus de congestion élevés et être néanmoins exploité en toute sécurité. Inversement, il peut montrer à peine d'écarts de prix zonaux et avoir malgré tout des problèmes de réseau internes ou une pénurie de réserves.

La notion décrit ainsi une interface précise du système électrique : la jonction entre prix de marché, capacité de transport et responsabilité réglementaire. La congestion rent ne saisit ni la valeur totale d'un réseau, ni l'ensemble des coûts des congestions, ni la qualité de l'approvisionnement en électricité. Elle est l'expression monétaire de la capacité de réseau négociable rare entre zones de prix. Celui qui la situe correctement voit où le marché reflète des limites physiques du réseau et où d'autres instruments sont nécessaires, par exemple le développement du réseau, le redispatching, un autre découpage des zones de dépôt des offres ou une demande flexible.

Sources

Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Neufassung) — Europäische Union, EUR-Lex; 2019-06-05. Art. 19 Abs. 1–5 (Engpasserlöse); Erwägungsgründe zur zonenübergreifenden Kapazität; Art. 14 Abs. 1 (Gebotszonen)
Verordnung (EU) 2024/1747 zur Änderung der Verordnungen (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943 (Strommarktdesign) — Europäische Union, EUR-Lex; 2024-06-13. Änderung von Art. 19 Abs. 2 VO (EU) 2019/943 (neuer Buchstabe c) und zugehörige Erwägungsgründe
Erlöse aus grenzüberschreitendem Engpassmanagement im Zeitraum vom 1. Januar 2022 bis 31. Dezember 2022 (Bericht nach Art. 19 Abs. 5 VO (EU) 2019/943) — Bundesnetzagentur; unbekannt (Berichtsjahr 2022). Abschnitt zu den Verwendungszwecken nach Art. 19 Abs. 2 und 3; Verwendungstabelle nach ÜNB
Erlöse aus grenzüberschreitendem Engpassmanagement im Zeitraum vom 01. Januar 2020 bis 31. Dezember 2020 — Bundesnetzagentur; unbekannt (Berichtsjahr 2020). Einleitender Abschnitt zur Kapazitätsvergabe
15 Minute MTU Implemented in SDAC — Nord Pool (für die SDAC-Projektparteien); 2025-10-01. Pressemitteilung, erster Absatz und Abschnitt About SDAC

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