Couplage des marchés fondé sur les flux (Flow-Based Market Coupling) · Glossaire

Le couplage des marchés fondé sur les flux (Flow-Based Market Coupling, FBMC) est un procédé du couplage européen des marchés de l'électricité. Les échanges transfrontaliers d'électricité y sont autorisés en fonction de leur impact probable sur le réseau de transport maillé. La capacité d'échange n'est donc pas un simple chiffre par frontière. Elle est un ensemble de combinaisons admissibles de positions nettes des zones de dépôt des offres, qui ne doivent pas surcharger certaines lignes, certains câbles et transformateurs, même en cas de défaillances supposées. Cet ensemble s'appelle le domaine flow-based.

Ce terme relève du couplage des marchés, c'est-à-dire du calcul commun des prix de l'électricité et des flux d'échange entre plusieurs zones de dépôt des offres européennes. Pour le marché day-ahead, il s'effectue dans le couplage unique journalier à l'échelle européenne (Single Day-Ahead Coupling (SDAC)). Les bourses d'électricité (NEMO) rassemblent les offres, les gestionnaires de réseau de transport fournissent les limites du réseau, et un algorithme commun maximise le bien-être économique global sous ces limites. Le FBMC décrit précisément cette interface entre l'algorithme de marché et la physique du réseau.

Le fondement technique est le comportement d'un réseau maillé à courant alternatif. Le courant ne suit pas le chemin commercial convenu contractuellement du pays A au pays B. Il se répartit selon les impédances sur de nombreux chemins parallèles. Un échange supplémentaire de la France vers l'Allemagne ne sollicite donc pas seulement les lignes à la frontière franco-allemande. Il peut aussi concerner des éléments de réseau en Belgique, aux Pays-Bas, en Autriche, en Tchéquie ou en Pologne. C'est pourquoi de simples limites bilatérales ne reflètent que de façon limitée ce que le réseau supporte réellement.

De la capacité frontalière à la contrainte de réseau

Dans la méthode NTC coordonnée (Net Transfer Capacity), une valeur maximale est fixée pour chaque frontière et chaque sens, par exemple 2 000 mégawatts. C'est facile à comprendre, mais cela suppose qu'un échange puisse être attribué pour l'essentiel à une seule frontière. Les gestionnaires de réseau doivent donc répartir à l'avance les interactions mutuelles entre les différentes frontières au moyen de décotes de sécurité forfaitaires.

Dans le FBMC, les gestionnaires de réseau de transport déterminent à la place des éléments de réseau critiques avec les situations de défaillance correspondantes (N-1), appelés CNEC (Critical Network Element with Contingency). Il peut s'agir de lignes aériennes, de câbles ou de transformateurs, dans chacun des deux sens de flux. Pour chaque CNEC, on calcule dans quelle mesure une variation de la position nette d'une zone de dépôt des offres influe sur son flux de charge. Ces sensibilités s'appellent Power Transfer Distribution Factors (PTDF). Elles sont sans dimension, à savoir des mégawatts de flux sur la ligne par mégawatt de variation de la position nette. Un PTDF de 0,15 signifie par exemple que, sur 100 MW d'exportation supplémentaire, environ 15 MW transitent par cet élément. Dans la région Core, les CNEC dont le PTDF le plus élevé pour des échanges entre deux zones est inférieur à 5 pour cent sont retirés du calcul. Les éléments qui réagissent à peine aux échanges transfrontaliers ne doivent pas limiter les échanges.

La deuxième grandeur caractéristique est la Remaining Available Margin (RAM), exprimée en MW. Elle indique quel flux supplémentaire induit par le marché reste admissible sur un CNEC. En gros, on soustrait de la charge maximale admissible (Fmax) une marge de fiabilité et le flux de référence attendu. À cela s'ajoutent des ajustements liés à des mesures de réseau sans coût, par exemple des manœuvres de commutation ou des positions de prises de transformateurs déphaseurs, ainsi que des relèvements jusqu'à des marges minimales prescrites. Les réductions opérées lors de la validation par les gestionnaires de réseau sont de nouveau déduites. Chaque CNEC donne ainsi une inéquation linéaire : la somme des PTDF multipliés par la position nette ne doit pas dépasser la RAM. L'ensemble de ces inéquations forme le domaine flow-based. L'algorithme recherche, dans cet espace multidimensionnel, le résultat qui maximise le bien-être.

Cette optimisation n'aboutit pas toujours à ce que l'électricité circule de la zone la moins chère vers la plus chère. Comme les sens d'échange peuvent se soulager mutuellement sur des éléments critiques, un résultat maximisant le bien-être peut occasionnellement comporter aussi des échanges d'une zone plus chère vers une zone moins chère. On parle alors de flux non intuitifs.

Pour la région Core, le déroulement est le suivant : le calcul commence l'après-midi, deux jours avant la livraison (D-2). Il repose sur les modèles de réseau individuels des gestionnaires de réseau de transport, avec des prévisions de production, de charge, de topologie et d'indisponibilités planifiées, complétés par des Generation and Load Shift Keys. Les modèles sont fusionnés en un modèle de réseau commun et calculés par des centres de coordination régionaux. Après validation, le domaine est transmis au SDAC au plus tard à 10 h la veille (D-1) et publié via le bureau d'allocation JAO. Les détails de ce processus de calcul sont décrits dans l'entrée Flow-Based Capacity Calculation.

L'unité pertinente est le mégawatt, car la contrainte de réseau limite la puissance transmise simultanément. En revanche, ce qui est échangé, ce sont des quantités d'énergie par unité de temps du marché. Depuis le jour de livraison du 1er octobre 2025, cette unité est de 15 minutes au lieu d'une heure dans le SDAC, dans toutes les zones de dépôt des offres européennes.

Où le procédé s'applique

Sur le marché day-ahead, le FBMC a été introduit en 2015 en Europe centre-occidentale (CWE). Le 8 juin 2022 (jour de livraison : 9 juin), le procédé a été étendu à l'ensemble de la région de calcul de capacité Core, notamment avec l'Allemagne/le Luxembourg, la France, les pays du Benelux, l'Autriche, la Pologne, la Tchéquie, la Slovaquie, la Hongrie, la Roumanie, la Slovénie et la Croatie. Depuis le 29 octobre 2024 (jour de livraison : 30 octobre), le Danemark, la Finlande, la Norvège et la Suède utilisent eux aussi le FBMC sur le marché day-ahead. La base juridique est la ligne directrice CACM, le règlement (UE) 2015/1222. Le calcul Core est un calcul de capacité coordonné fondé sur les flux, conformément à l'article 20, paragraphe 2, de ce règlement. À d'autres frontières et dans d'autres horizons temporels, des valeurs NTC ou ATC continuent d'être utilisées. C'est le cas par exemple du négoce infrajournalier continu dans Core, où, lors du lancement en 2022, des capacités ATC étaient dérivées du domaine flow-based.

Capacité minimale légale : la règle des 70 pour cent

Depuis le 1er janvier 2020, l'article 16, paragraphe 8, du règlement (UE) 2019/943 sur le marché intérieur de l'électricité prescrit des valeurs minimales pour la capacité utilisable de manière transfrontalière. Dans l'approche fondée sur les flux, 70 pour cent de la capacité des éléments de réseau critiques, internes comme interzonaux, doivent être disponibles pour les échanges interzonaux. Le critère est la capacité qui respecte les limites de sécurité d'exploitation en tenant compte des défaillances. Les 30 pour cent restants peuvent être utilisés pour les marges de fiabilité, les flux de boucle et les flux internes. Les États membres confrontés à des congestions structurelles pouvaient, en vertu de l'article 15, présenter des plans d'action prévoyant une augmentation linéaire ; l'objectif devait être atteint au plus tard le 31 décembre 2025. Il existe en outre des dérogations temporaires au titre de l'article 16, paragraphe 9. Dans le calcul Core, la prescription est mise en œuvre sous la forme d'un relèvement de la RAM par CNEC. En outre, une marge minimale de 20 pour cent de Fmax y est appliquée aux échanges à l'intérieur de Core.

Distinction avec le flux physique, la ligne et l'exploitation du réseau

Les flux d'échange commerciaux ne sont pas la même chose que les flux physiques. Si, dans le résultat du marché, l'Allemagne importe de l'électricité de France, cela décrit des relations de fourniture et des positions nettes, pas le trajet d'électrons individuels. Le FBMC intègre cette différence dans l'allocation de capacité, mais ne remplace pas l'exploitation en temps réel. Entre la veille et la livraison, les prévisions éoliennes et solaires, les disponibilités des centrales et les états du réseau évoluent. Les gestionnaires de réseau traitent les congestions restantes sur le plan opérationnel, par exemple par le redispatching, le countertrading ou des mesures topologiques. Le maintien de la fréquence et de la tension se situe de toute façon en dehors du procédé.

Une interconnexion est une liaison physique entre réseaux ou zones de dépôt des offres. Le FBMC est en revanche un procédé de calcul pour un territoire comptant de nombreuses liaisons de ce type. La capacité d'interconnexion transfrontalière technique d'une ligne n'est pas non plus identique à la capacité négociable. Une ligne d'interconnexion peut disposer de larges réserves, alors qu'un autre élément critique, y compris national, limite les échanges.

Importance pour la formation des prix et la sécurité du réseau

L'utilité pratique réside dans le lien entre formation des prix et sécurité du réseau. Un procédé trop prudent retient de la capacité. Des écarts de prix apparaissent alors, alors que le réseau pourrait absorber certaines combinaisons d'échanges. Un procédé trop généreux reporte les congestions sur l'exploitation du réseau et augmente les coûts de redispatching. Le FBMC distingue les sens d'échange qui sollicitent fortement les éléments critiques de ceux qui les sollicitent à peine ou les soulagent même. L'objectif est un meilleur alignement des prix dans la région.

Le lien avec le flux de boucle apparaît ici clairement. Les flux de boucle surviennent lorsque des échanges à l'intérieur d'une zone transitent par les réseaux voisins en raison de la topologie du réseau. Ils ne résultent pas d'un comportement fautif de certains acteurs du marché. Ils découlent de la conception zonale du marché, du réseau maillé et d'une répartition inégale de la production et de la charge. Dans le FBMC, ils entrent dans le flux de référence et réduisent ainsi la RAM. Le procédé les rend visibles, mais ne les supprime pas. Avec la règle des 70 pour cent, le droit limite la capacité qui peut être réservée pour eux.

Zones de dépôt des offres et responsabilités

Le FBMC suppose un modèle de marché zonal. Au sein d'une zone de dépôt des offres telle que l'Allemagne/le Luxembourg, un prix unique s'applique sur le marché day-ahead, même si, physiquement, il existe des congestions entre le nord riche en éolien et les centres de consommation du sud. De telles congestions internes se manifestent alors dans les coûts de redispatching, la réserve de réseau, l'écrêtement ou précisément dans le calcul de capacité. Les pays voisins critiquent souvent le fait que des congestions internes restreignent les échanges.

Les compétences sont réparties. Les gestionnaires de réseau de transport fournissent les modèles de réseau, les CNEC et les potentiels de mesures. Les centres de coordination régionaux calculent le domaine, JAO le publie, et les bourses d'électricité apurent le marché dans l'algorithme commun. Les autorités nationales de régulation et l'ACER approuvent les méthodes et contrôlent les capacités minimales. Le découpage des zones de dépôt des offres, le développement du réseau et la conception du marché relèvent de décisions politiques.

Malentendus courants

Le FBMC ne signifie pas automatiquement davantage d'échanges. En général, la capacité de réseau existante est utilisée de façon plus différenciée. Pendant certaines heures ou certains quarts d'heure, un sens déterminé peut toutefois être plus fortement limité que ne le laisserait attendre une valeur bilatérale.
Le FBMC n'est pas exact. Le procédé repose sur des prévisions de la veille, voire de deux jours auparavant, et sur des hypothèses simplifiées, par exemple des PTDF linéaires et des shift keys. Il accroît la cohérence avec la physique du réseau, mais ne rend pas les interventions opérationnelles superflues.
Complexe ne veut pas dire arbitraire. Les résultats reposent sur des méthodes approuvées. Les domaines, les CNEC et les ajustements de validation sont publiés. La transparence reste néanmoins une tâche permanente, car les acteurs du marché doivent pouvoir comprendre pourquoi la capacité a été limitée.

Le couplage des marchés fondé sur les flux ne décrit donc ni un flux d'électricité ordinaire ni la capacité d'une ligne isolée. C'est un procédé de calcul qui lie les échanges européens d'électricité aux limites physiques du réseau de transport maillé. On peut en déduire que le marché de l'électricité et le réseau sont étroitement liés par des règles de calcul et des responsabilités concrètes.

Sources

Day-ahead capacity calculation – Core CCR — ENTSO-E; unbekannt. Abschnitte Flow-based capacity calculation, Steps 1–4
Core FB DA MC — Joint Allocation Office (JAO); unbekannt. Einleitung Core Flow-Based Market Coupling
Verordnung (EU) 2019/943 über den Elektrizitätsbinnenmarkt — Europäische Union, EUR-Lex; 2019-06-05. Art. 15 Abs. 2, Art. 16 Abs. 8 und 9, Erwägungsgrund 27/28
Flow-Based Methodology successfully implemented in the Nordic Region (SDAC Press Release) — Market Coupling Steering Committee / TGE; 2024-11-04. Pressemitteilung, Absätze 1–3
SDAC: Go-live of 15-minute Market Time Unit in Day Ahead Market Coupling successful — Austrian Power Grid (APG); 2025-10-01. Meldung, erster Absatz

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