f97.beL’ATELIER D’ERIK SCHMIDT
← Tous les termes

Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Core CCR

Core CCR Région de calcul de capacité Marché de l'électricité de l'UE zone de dépôt des offres couplage de marchés basé sur les flux réseau de transport gestion de la congestion

Core CCR signifie Core Capacity Calculation Region. Il s'agit d'une région de calcul de la capacité européenne dans laquelle les gestionnaires de réseau de transport calculent les capacités d'échange transfrontalières de manière conjointe et coordonnée. Sur le plan juridique, la région se rapporte à des frontières de zones de dépôt des offres et non à des États. Selon la décision 06/2016 de l'ACER, elle comprend les frontières entre les zones de dépôt des offres de l'Autriche, de la Belgique, de la Croatie, de la Tchéquie, de la France, de l'Allemagne, de la Hongrie, du Luxembourg, des Pays-Bas, de la Pologne, de la Roumanie, de la Slovaquie et de la Slovénie. L'Allemagne et le Luxembourg forment à cet égard une zone de dépôt des offres commune. Seize gestionnaires de réseau de transport y participent, dont les quatre gestionnaires allemands (50Hertz, Amprion, TenneT et TransnetBW) ainsi que RTE, Elia, APG, PSE et ČEPS.

Une région de calcul de la capacité n'est ni une zone de marché, ni une zone de réseau, ni une plateforme de négociation. C'est un espace de coordination dans lequel les capacités entre zones de dépôt des offres sont calculées. La raison tient à la physique des réseaux : dans un réseau maillé en courant alternatif, l'électricité ne suit pas les contrats commerciaux. Lorsqu'un négociant vend de l'électricité de la France vers l'Allemagne, le flux physique se répartit sur de nombreux chemins parallèles. Des lignes situées en Belgique, aux Pays-Bas ou plus à l'est peuvent alors aussi être sollicitées. Ces flux circulaires ou parallèles non planifiés sont appelés Loop Flows. La Core CCR doit prendre ces interactions en compte dès le calcul et non les compenser a posteriori lors de l'exploitation du réseau.

Origine et cadre juridique

La Core CCR a été créée en juin 2016 par la décision 06/2016 de l'ACER. Elle reposait sur une proposition des gestionnaires de réseau de transport concernant la délimitation des régions de calcul de la capacité. Les anciennes régions Central West Europe (CWE) et Central East Europe (CEE) ont pour l'essentiel été fusionnées à cette occasion. La base juridique est le règlement CACM, c'est-à-dire le règlement (UE) 2015/1222. Selon son article 20, la méthode fondée sur les flux doit en principe être appliquée dans les régions fortement interconnectées. Les gestionnaires de réseau de transport de la Core ont soumis leur méthodologie day-ahead aux autorités de régulation en septembre 2017. Les autorités de la région approuvent les méthodes. Si elles ne parviennent pas à s'accorder, l'ACER décide.

Pour le résultat, le règlement sur le marché de l'électricité (UE) 2019/943 est en outre déterminant. Selon l'article 16, paragraphe 8, en cas de calcul fondé sur les flux, au moins 70 pour cent de la capacité des éléments de réseau critiques doivent être disponibles pour les flux issus des échanges transfrontaliers. Cela vaut aussi bien pour les lignes transfrontalières que pour les éléments de réseau internes, en tenant compte à chaque fois des situations de défaillance. Les 30 pour cent restants au plus demeurent disponibles pour les marges de sécurité, les Loop Flows et les flux internes. Les 70 pour cent constituent un seuil minimal et non un plafond. Pour les États membres dotés de plans d'action ou de dérogations temporaires, une trajectoire transitoire avec des valeurs croissant chaque année s'applique. Le niveau minimal doit être atteint au plus tard le 31 décembre 2027.

Fonctionnement du calcul

Auparavant, la capacité aux frontières était souvent fixée de manière bilatérale sous la forme d'une valeur fixe en mégawatts par frontière et par direction, la Net Transfer Capacity. Dans un réseau fortement maillé, cela ne reflète que grossièrement l'effet réel des échanges. Un même échange peut, selon la production, la charge, la topologie du réseau et les échanges aux autres frontières, engendrer des charges de lignes très différentes. Dans la partie CWE de l'actuelle région Core, une méthode fondée sur les flux avait donc déjà été introduite en 2015. Depuis le 8 juin 2022 (livraison à partir du 9 juin 2022), le Flow-Based Market Coupling s'applique sur le marché day-ahead à l'ensemble de la région Core. Il est intégré au couplage day-ahead paneuropéen SDAC. Avec ce lancement, le couplage des marchés a également été introduit à la frontière entre la Croatie et la Hongrie.

Au lieu de valeurs limites, le calcul fournit un ensemble de contraintes pour des éléments de réseau critiques en situation de défaillance, les CNEC. Il peut s'agir de lignes aériennes, de câbles ou de transformateurs. Pour chacun de ces éléments, les facteurs PTDF indiquent quelle part d'une variation de la position commerciale d'une zone de dépôt des offres arrive sous forme de flux sur cet élément. Un PTDF de 0,1 signifie par exemple : sur 1000 mégawatts d'exportation supplémentaire, environ 100 mégawatts transitent, en théorie, par cet élément. La marge restante (Remaining Available Margin, RAM) résulte de la charge admissible diminuée de la marge de sécurité et des flux de référence attendus. Elle détermine la quantité d'échanges encore possible. Les données GLSK définissent la manière dont les variations de la position nette se répartissent entre les centrales et les charges d'une zone. La méthodologie pour le domaine infrajournalier exige que ne soient pris en compte que les éléments sensiblement sollicités par les échanges au sein de la région Core. Les éléments dont le PTDF zone à zone le plus élevé est inférieur à 5 pour cent sont écartés. Le calcul est effectué en mégawatts, donc en puissance par unité de temps du marché et non en quantités d'énergie.

Sur le plan organisationnel, le processus implique les gestionnaires de réseau de transport nationaux, les centres de coordination régionaux TSCNET et Coreso en tant que calculateur de capacité coordonné, ainsi que le Joint Allocation Office (JAO), qui publie les résultats. Chaque calcul repose sur un modèle de réseau européen commun, qui contient des prévisions de charge, de production renouvelable, de programmes des centrales, de topologie du réseau et d'indisponibilités. Avant la validation, chaque gestionnaire de réseau de transport vérifie les résultats pour sa propre zone. Si la sécurité d'exploitation est menacée, il peut réduire la capacité en motivant sa décision.

Extension au marché infrajournalier

Pour le marché infrajournalier, le calcul fondé sur les flux a été introduit progressivement. Les capacités y sont transmises au couplage infrajournalier européen SIDC. Au printemps 2024, les processus IDCC(a) et IDCC(b) ont démarré ; ils fournissent des capacités la veille jusqu'à 15h00 et jusqu'à 22h00. Depuis le 25 juin 2025 s'ajoute IDCC(c), avec des capacités le jour de la livraison jusqu'à 04h30. Selon l'ENTSO-E, IDCC(d) (jusqu'à 10h00) a suivi au printemps 2026 et IDCC(e) (jusqu'à 16h00) à l'automne 2026. Une différence importante avec le marché day-ahead demeure : dans le domaine infrajournalier, le calcul est certes fondé sur les flux, mais la plateforme infrajournalière ne peut pas encore traiter directement les paramètres Flow-Based. Des valeurs limites au format ATC sont donc dérivées du résultat et mises à la disposition du marché.

Distinction avec des notions voisines

  • Zone de dépôt des offres : une zone de marché avec un prix de gros uniforme. La Core CCR est, à l'inverse, un cadre de calcul couvrant plusieurs zones de dépôt des offres. Elle ne fixe pas de prix, mais fournit les limites de capacité à l'intérieur desquelles l'algorithme de couplage forme les prix.

  • Interconnecteur : une liaison physique unique. Le calcul Core englobe en revanche de nombreux éléments de réseau, y compris des lignes internes sollicitées par les échanges transfrontaliers. Cette prise en compte est précisément controversée sur le plan réglementaire, car des congestions internes pourraient sinon limiter les échanges.

  • Couplage des marchés : il rassemble les offres et optimise les flux d'échange. Le calcul de capacité de la Core CCR en est une donnée d'entrée. Sans lui, on ne pourrait pas vérifier quels échanges sont compatibles avec une exploitation sûre du réseau.

Importance pour le marché et le réseau

Dans la région Core, de grands pôles de production et des centres de consommation sont proches les uns des autres : électricité éolienne d'Europe du Nord-Ouest, énergie nucléaire de France, hydraulique de l'espace alpin, centrales conventionnelles d'Europe centrale et orientale et grands centres industriels. Plus la capacité transfrontalière disponible est élevée, plus les prix des zones voisines convergent souvent. Lorsque la capacité est rare, les prix se séparent. Des rentes de congestion apparaissent alors et le besoin de redispatching peut augmenter. Davantage de capacité de marché ne signifie toutefois pas automatiquement une meilleure exploitation du réseau. Si des congestions internes sont ouvertes aux échanges via la règle des 70 pour cent sans renforcer le réseau, une partie des coûts de congestion se déplace vers le redispatching. Le calcul de capacité ne décide donc pas à lui seul des coûts. Il montre toutefois où la zone de marché et le réseau physique divergent. Il fournit ainsi des arguments aux débats sur le développement du réseau, la flexibilité et la délimitation des zones de dépôt des offres.

Malentendus fréquents

  • La capacité aux frontières n'est pas une valeur fixe de ligne. La capacité échangeable dépend de l'ensemble de la situation du réseau et est recalculée pour chaque unité de temps du marché. Les maintenances, les défaillances, les profils de production et les marges de sécurité la modifient en permanence.

  • La Core CCR ne couvre pas toute l'Europe continentale. L'Italie, la Suisse, la péninsule ibérique et les pays nordiques n'en font pas partie. Leurs frontières sont traitées dans d'autres régions ou coopérations. La Suisse ne fait en outre pas partie du couplage des marchés de l'UE.

  • Les congestions ne sont pas purement nationales. Le parc de production, le développement du réseau ou les règles de redispatching d'un pays agissent, par le couplage PTDF, sur les possibilités d'échange des voisins. Inversement, des congestions à l'étranger peuvent limiter la capacité d'une zone allemande, française ou polonaise.

En bref, la Core CCR est le lieu où les limites physiques du réseau, le négoce d'électricité et la régulation européenne sont traduits en capacités d'échange concrètes. Quiconque veut comprendre les écarts de prix de l'électricité en Europe, le redispatching ou le débat sur les zones de dépôt des offres a besoin de cette notion. De nombreux résultats de marché visibles naissent précisément dans cette traduction.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 18:04

© 2026 Erik Schmidt. All rights reserved. Quotations with a link to the source are welcome.