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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Countertrading

Contre-échange marché de l'électricité gestion de la congestion redispatching réseau de transport exploitation du réseau

Le countertrading (en allemand « Gegenhandel », littéralement « échange inverse ») est un instrument d'exploitation du réseau. Les gestionnaires de réseau l'utilisent pour soulager une congestion imminente ou existante dans le réseau de transport. Le droit de l'UE décrit le countertrading comme un échange interzonal entre deux zones de dépôt d'offres, déclenché par les gestionnaires de réseau afin de réduire les congestions physiques. Il ne s'agit donc pas de « zones de réseau » quelconques, mais d'une transaction à travers la frontière de deux zones de prix. L'intervention a lieu après le résultat du marché : l'électricité a été échangée et des programmes ont été notifiés. Les flux de charge qui en résultent solliciteraient toutefois trop fortement des lignes, des transformateurs ou des points d'interconnexion. Par une transaction ciblée en sens inverse, le gestionnaire de réseau modifie le flux d'électricité de manière à permettre une exploitation sûre du réseau.

Fonctionnement du countertrading

Un exemple simplifié : dans la zone A, de nombreux parcs éoliens injectent de l'électricité, tandis que la demande est élevée dans la zone B. Après l'échange, 2 000 mégawatts circuleraient de A vers B. Or, la liaison ne supporte que 1 700 mégawatts pendant cette heure. Le gestionnaire de réseau compétent achète donc 300 mégawatts supplémentaires dans la zone B et vend la même quantité dans la zone A. Il en résulte un programme de B vers A, qui va à l'encontre du flux du marché. Dans B, on produit davantage ou on consomme moins ; dans A, on produit moins ou on consomme davantage. Le flux net à travers la congestion tombe ainsi à un niveau admissible.

Ce qui est échangé est une quantité d'énergie pour une période de livraison donnée, le plus souvent en mégawattheures. Pour la sécurité du réseau, c'est toutefois la puissance instantanée en mégawatts qui compte, car les équipements ne doivent à aucun moment être utilisés au-delà de leur limite de charge. Si, dans l'exemple, 300 mégawatts font l'objet d'un contre-échange pendant quatre heures, cela représente 1 200 mégawattheures. Le countertrading relie ainsi deux niveaux souvent confondus : l'échange de quantités d'électricité et le transport physique de puissance à travers un réseau maillé. Pour le gestionnaire de réseau, une telle transaction entraîne des coûts (achat) et des recettes (vente). Sur le plan économique, c'est le solde qui compte : au troisième trimestre 2025, les coûts s'élevaient en Allemagne à environ 37 millions d'euros, contre environ 20 millions d'euros de recettes. Le solde restait d'environ 17 millions d'euros.

Distinction avec le redispatching, la gestion des congestions et l'échange normal

Le countertrading ressemble au redispatching, mais n'est pas identique. Selon le droit de l'UE, le redispatching est une mesure prise par des gestionnaires de réseau de transport ou de distribution, qui modifie le schéma de production ou de charge afin de modifier les flux de charge. Les réductions de production en font expressément partie. Il est typique d'y accéder à des installations concrètes situées à un endroit précis du réseau. Le countertrading, lui, agit par une transaction commerciale entre deux zones de dépôt d'offres. Les installations qui adaptent finalement leur fonctionnement résultent de la situation du marché dans les zones concernées. C'est pourquoi le countertrading n'aide que pour les congestions qui peuvent être influencées par un déplacement entre zones. Pour une congestion purement locale au sein d'une zone, il est en règle générale moins ciblé que le redispatching.

La gestion des congestions est le terme générique désignant toutes les mesures contre les surcharges du réseau. Outre le redispatching et le countertrading, elle comprend aussi le recours à la réserve de réseau, les manœuvres de commutation du réseau et le calcul de capacité en amont aux frontières des zones. La gestion de l'injection pour les installations renouvelables, auparavant réglée séparément, a été intégrée au redispatching en Allemagne depuis octobre 2021 et n'est plus un instrument autonome. Le countertrading se distingue du négoce d'électricité ordinaire par son objectif : il ne naît pas d'intérêts d'approvisionnement ou de vente, mais de la nécessité de corriger un problème de réseau.

Pourquoi les flux commerciaux et les flux de réseau divergent

L'électricité ne suit pas le chemin commercial convenu par contrat. Dans le réseau maillé à courant alternatif, elle se répartit selon les propriétés électriques des lignes ainsi que selon l'injection et la consommation en de nombreux nœuds du réseau. Une transaction entre deux pays peut donc aussi solliciter des lignes dans un troisième pays. De tels flux circulaires ou non planifiés ne sont pas une exception dans le réseau interconnecté européen, mais découlent de la physique.

Le marché de gros fonctionne en revanche avec des zones de dépôt d'offres. Le droit de l'UE décrit une zone de dépôt d'offres comme la plus grande zone géographique au sein de laquelle les acteurs du marché peuvent échanger de l'énergie sans attribution de capacité. Au sein d'une zone, un prix unique s'applique donc, même si le réseau n'est pas partout aussi résistant. Entre les zones, la capacité de transport est calculée et mise à la disposition du marché. Si la situation réelle du réseau après l'échange est plus tendue que prévu, par exemple en raison d'erreurs de prévision, de défaillances ou de flux non planifiés, les gestionnaires de réseau doivent corriger. Une limite du marché de l'électricité zonal devient ici visible : il reflète la rareté entre zones, mais pas chaque contrainte locale du réseau.

Cadre juridique dans l'UE et en Allemagne

Dans l'UE, le texte déterminant est le règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité, directement applicable dans tous les États membres. Il définit le countertrading à l'article 2, point 27. Il oblige les gestionnaires de réseau de transport à recourir au countertrading et au redispatching, y compris au niveau transfrontalier, afin de maximiser les capacités interzonales disponibles et d'atteindre la capacité minimale prescrite pour les échanges. Ils ne peuvent réduire des transactions déjà attribuées qu'en cas d'urgence, lorsqu'il faut agir rapidement et que le redispatching ou le countertrading n'est pas possible. La manière dont les coûts sont répartis entre gestionnaires de réseau est réglée par des méthodes complémentaires prévues par la ligne directrice sur l'allocation de la capacité et la gestion de la congestion (règlement (UE) 2015/1222).

En Allemagne, les gestionnaires de réseau de transport agissent sur la base de l'article 13, paragraphe 1, de la loi sur l'industrie énergétique (Energiewirtschaftsgesetz). Lorsque la sécurité du système est menacée ou perturbée dans leur zone de réglage, ils sont habilités et tenus de prendre des mesures liées au réseau ou liées au marché. La loi ne mentionne pas expressément le countertrading. Les gestionnaires de réseau de transport le classent toutefois, comme le redispatching, parmi les mesures liées au marché. Si ces mesures ne suffisent pas, des mesures d'urgence au titre du § 13, paragraphe 2, s'ensuivent, par lesquelles les injections, transits et soutirages sont directement adaptés.

Volumes et coûts en Allemagne

L'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) présente le countertrading séparément dans ses analyses trimestrielles de la gestion des congestions du réseau. Au deuxième trimestre 2026, le volume s'élevait à environ 595 gigawattheures, soit 36 pour cent de moins qu'au trimestre de l'année précédente (937 GWh). Comme raisons, l'autorité cite moins de vent, des flux de réseau modifiés par la forte injection photovoltaïque et l'avancement de l'extension du réseau. Les coûts nets ont diminué à environ 10 millions d'euros (trimestre de l'année précédente : 19 millions d'euros). À titre de comparaison : l'ensemble de la gestion des congestions du réseau a coûté, au cours du même trimestre, environ 673 millions d'euros à titre provisoire. La plus grande partie en revenait au redispatching et à la réserve de réseau. Le countertrading est ainsi en Allemagne un élément significatif en termes de volume, mais comparativement modeste en termes de coûts.

Malentendus courants

  • « Simple échange supplémentaire » : le countertrading résout un problème physique que l'échange précédent n'a pas suffisamment pris en compte. Il sert la sécurité d'exploitation et n'est pas un second marché de confort.

  • « Preuve d'une conception de marché défaillante » : le marché et le réseau ont des fonctions différentes. Les conflits surgissent là où les zones de prix sont spatialement plus grossières que les congestions techniques. Si des corrections sont fréquentes, cela peut indiquer un manque de lignes, des zones au découpage défavorable, des problèmes de calcul de capacité ou un manque de flexibilité locale.

  • « Équivalent à la réduction de production des installations éoliennes et solaires » : le countertrading agit par des transactions commerciales. Des centrales conventionnelles, des stockages, des consommateurs flexibles ou des installations renouvelables peuvent réagir au contre-échange, selon la situation du marché et la liquidité dans les zones concernées.

  • « Des coûts élevés signifient de mauvaises décisions » : des coûts élevés peuvent aussi montrer que des installations appropriées au bon endroit sont rares ou que des congestions structurelles durables sont compensées à court terme. Il s'agit alors davantage de planification du réseau, de découpage des zones et de répartition des coûts que de la mesure individuelle.

Mise en perspective : sécurité opérationnelle et incitations

Le countertrading ne crée pas de puissance garantie supplémentaire et ne contribue pas à ce qu'il y ait à long terme suffisamment de centrales, de stockages ou de consommateurs flexibles. Il veille à ce que la production, la demande et les flux commerciaux existants deviennent compatibles avec le réseau durant une heure concrète. Il relève ainsi de la sécurité opérationnelle du système. Les coûts ne sont en règle générale pas supportés par les acteurs dont les programmes déclenchent la congestion. En Allemagne, ils sont finalement répercutés dans les tarifs d'utilisation du réseau au sein des coûts de la gestion des congestions. L'endroit où les coûts naissent n'est donc pas nécessairement celui où les incitations déclencheuses sont fixées.

Avec davantage de production dépendant de la météo et de nouvelles charges telles que les pompes à chaleur, les véhicules électriques et l'industrie électrifiée, les schémas spatiaux de flux évoluent. La question de savoir si cela rendra le countertrading plus ou moins nécessaire ne dépend pas seulement du développement des renouvelables. L'extension du réseau, les décisions de localisation, l'exploitation des stockages, la qualité des prévisions et les règles d'attribution de capacité sont également importantes. Les données allemandes les plus récentes montrent que les situations de congestion peuvent évoluer rapidement : la forte injection photovoltaïque et de nouvelles lignes ont récemment réduit le besoin.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 18:10

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