Énergie d'ajustement · Glossaire

L'énergie d'ajustement est la quantité d'énergie qu'un gestionnaire de réseau de transport fournit à un périmètre d'équilibre ou prélève auprès de lui lorsque, dans un quart d'heure, les injections et les soutirages de ce périmètre ne concordent pas. Elle est facturée a posteriori au responsable d'équilibre. L'énergie d'ajustement n'est pas un type d'électricité distinct et ne provient pas d'une centrale propre. Physiquement, les gestionnaires de réseau de transport compensent le déséquilibre de l'ensemble du système au moyen de la réserve de régulation. L'énergie d'ajustement est la part de cette réserve qui est attribuée à un périmètre d'équilibre donné, en quantité et en prix. Ce concept réunit le négoce d'électricité, la prévision, l'exploitation du réseau et la responsabilité économique des écarts.

Un périmètre d'équilibre est un compte du marché de l'électricité. Les injections, les soutirages et les transactions commerciales y sont regroupés de manière que la somme s'équilibre pour chaque quart d'heure. Le responsable d'équilibre doit veiller à ce que le bilan soit équilibré à chaque quart d'heure et assume la responsabilité économique des écarts. À cette fin, il communique au gestionnaire de réseau de transport un programme de marche dont les séries temporelles pertinentes pour le décompte doivent s'additionner à zéro pour chaque quart d'heure. Après la livraison, le gestionnaire de réseau de transport détermine, à partir des valeurs de comptage et des programmes de marche, l'écart du périmètre d'équilibre pour chaque quart d'heure. Cette quantité, exprimée en kilowattheures ou en mégawattheures, est facturée comme énergie d'ajustement.

La résolution temporelle est déterminante. L'énergie d'ajustement ne résulte pas d'un bilan journalier ou annuel, mais de chaque quart d'heure pris isolément. Exemple : un fournisseur a acheté exactement la bonne quantité d'électricité pour une journée. Mais ses clients consomment plus que prévu le matin et moins que prévu le soir. Le matin, son périmètre d'équilibre est alors en déficit et prélève de l'énergie d'ajustement ; le soir, il est en excédent et fournit de l'énergie d'ajustement. Les deux quarts d'heure sont valorisés séparément au prix correspondant. Pour le système, ce qui compte est le moment où injection et soutirage concordent, et pas seulement la somme journalière.

Distinction avec l'énergie de réglage et l'écart par rapport au programme de marche

L'énergie d'ajustement est souvent assimilée à l'énergie de réglage. On perd alors de vue la différence entre la stabilisation physique et le décompte économique. Pour l'énergie de réglage, on distingue deux notions : la puissance de réglage est tenue en réserve par les gestionnaires de réseau de transport ; l'énergie de réglage effective (Regelarbeit) est l'énergie réellement appelée, par exemple au titre du réglage secondaire automatique (aFRR) et de la réserve minute (mFRR). Les gestionnaires de réseau s'en servent pour compenser le déséquilibre au sein de la zone allemande de réglage conjoint du réseau (Netzregelverbund). L'énergie d'ajustement est en revanche la grandeur de calcul par laquelle un périmètre d'équilibre donné est associé aux coûts et aux recettes de cette compensation. Les gestionnaires de réseau décrivent donc le prix de l'énergie d'ajustement comme le prix de la réserve de régulation effectivement activée.

L'écart par rapport au programme de marche n'est pas non plus identique à l'énergie d'ajustement. L'écart décrit d'abord simplement une différence entre la valeur prévue et la valeur réelle. Il ne devient énergie d'ajustement que par les règles du système des périmètres d'équilibre : valeurs de mesure vérifiées, affectation univoque de tous les points d'injection et de soutirage à des périmètres d'équilibre, processus de décompte selon la décision relative aux règles de marché pour le décompte des périmètres d'équilibre d'électricité (MaBiS) et prix de l'énergie d'ajustement.

Pourquoi l'énergie d'ajustement est importante dans le système électrique

Dans le réseau électrique, l'injection et le soutirage doivent rester en équilibre en permanence. Le marché planifie cet équilibre à l'avance au moyen de programmes de marche et de transactions commerciales. Le gestionnaire de réseau de transport le garantit en temps réel. Sans décompte de l'énergie d'ajustement, les acteurs du marché pourraient planifier de manière imprécise et reporter leurs risques de prévision sur l'ensemble du système. Tous les utilisateurs du réseau supporteraient alors les coûts de la correction à court terme. L'énergie d'ajustement attribue ces coûts, de façon approximative, aux périmètres d'équilibre qui se sont écartés de leur plan. Ce qui est réparti ici n'est toutefois que le résultat d'un système global, et non une causalité individuelle mesurée avec exactitude.

Il en résulte une incitation à prendre au sérieux la responsabilité d'équilibre. Les fournisseurs doivent prévoir la consommation de leurs clients. Un agrégateur de commercialisation directe doit estimer l'injection des installations éoliennes et photovoltaïques. Les négociants doivent clôturer leurs positions à temps. Les exploitants d'installations flexibles doivent accorder leur mode de fonctionnement avec les programmes de marche notifiés. Selon le contrat type de périmètre d'équilibre, les programmes de marche à l'intérieur de l'Allemagne peuvent être modifiés avec un préavis d'un quart d'heure. Les écarts connus doivent donc être compensés par le négoce. Le contrat de périmètre d'équilibre n'autorise expressément que la compensation d'écarts non prévisibles au moyen d'énergie d'ajustement. Quiconque utilise l'énergie d'ajustement de manière planifiée comme source d'approvisionnement bon marché enfreint l'obligation de fidélité au périmètre d'équilibre.

Formation du prix : le reBAP

En Allemagne, un prix unique de l'énergie d'ajustement s'applique à toutes les zones de réglage depuis juin 2010. Son nom complet est « regelzonenübergreifender einheitlicher Bilanzausgleichsenergiepreis », en abrégé reBAP. Il est déterminé pour chaque quart d'heure et est symétrique : le déficit et l'excédent d'injection sont facturés au même prix au cours d'un même quart d'heure. Un périmètre d'équilibre en déficit paie le reBAP pour la quantité livrée. Un périmètre d'équilibre en excédent reçoit le reBAP en rémunération de la quantité prélevée. Si le reBAP est négatif, le sens du paiement s'inverse. Le solde est facturé mensuellement. Les gestionnaires de réseau de transport publient les valeurs vérifiées du reBAP au plus tard le 20e jour ouvrable du mois suivant.

Comme le prix est symétrique, c'est le sens du déséquilibre de l'ensemble du système qui détermine le gain ou la perte. Si le système est globalement en déficit, le reBAP est généralement élevé. Un périmètre d'équilibre lui aussi en déficit aggrave la situation et paie cher. Un périmètre d'équilibre en excédent soutient en revanche le système par hasard et reçoit le même prix élevé. L'énergie d'ajustement peut donc entraîner pour un périmètre d'équilibre des coûts ou des recettes. Si le système est parfaitement équilibré et qu'aucune réserve de régulation n'est engagée, le prix serait, en calcul, de 0 euro par mégawattheure.

Selon les décisions de l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) et la description du modèle des gestionnaires de réseau de transport, le reBAP se compose de plusieurs éléments. Les principaux sont :

Base de coûts : le point de départ est constitué des coûts et des recettes de l'énergie de réglage secondaire et de réserve minute appelée, rapportés au solde de la zone de réglage conjoint du réseau. Pour éviter des valeurs extrêmes en cas de faibles soldes, ce prix est plafonné.
Couplage au prix de bourse : le reBAP est couplé à un indice de prix du négoce infrajournalier. L'énergie d'ajustement ne doit ainsi pas être plus avantageuse que la compensation via le marché infrajournalier.
Composante de rareté : elle s'applique lorsque le solde de la zone de réglage conjoint du réseau atteint au moins 80 pour cent de la puissance de réglage secondaire et de réserve minute dimensionnée et attribuée en sus. En cas de déficit d'injection, elle forme un plancher ; en cas d'excédent d'injection, un plafond pour le reBAP. Sa valeur n'augmente pas de façon linéaire, mais suivant une parabole en fonction du solde.

L'ensemble du système est soumis à des exigences contradictoires. Le prix doit être suffisamment élevé pour que les responsables de périmètre d'équilibre prennent au sérieux la prévision et le négoce à court terme. Il ne doit toutefois pas inciter à spéculer sur le déséquilibre du système. La Bundesnetzagentur a resserré à plusieurs reprises les composantes du prix, parce que des acteurs du marché avaient parfois recouru à l'énergie d'ajustement, relativement bon marché, au lieu de s'approvisionner sur le marché.

Erreurs de prévision, énergies renouvelables et consommateurs flexibles

Avec la part croissante de l'électricité éolienne et solaire, les prévisions à court terme gagnent en importance. Les prévisions météorologiques deviennent plus précises à mesure que l'heure de livraison approche. Qui vend tôt une position éolienne ou photovoltaïque et ne répercute pas les révisions ultérieures de la prévision par le négoce infrajournalier s'expose à de l'énergie d'ajustement. Il en va de même du côté de la consommation. Ménages, commerces, industrie, points de recharge et pompes à chaleur produisent des courbes de charge dans lesquelles chaque erreur de prévision se traduit directement par un écart. Beaucoup de petites erreurs se compensent souvent statistiquement. Mais si de nombreuses installations réagissent en même temps au même signal de prix ou à la même situation météorologique, de nouveaux effets de simultanéité apparaissent.

La flexibilité peut réduire l'énergie d'ajustement lorsque des stockages, des charges pilotables ou des producteurs flexibles sont utilisés de manière ciblée pour respecter le programme. Elle peut toutefois aussi créer de nouveaux écarts si la commercialisation, le pilotage et le comptage ne sont pas correctement intégrés aux processus des périmètres d'équilibre. La flexibilité technique ne remplace pas une attribution claire des responsabilités.

Malentendus fréquents

L'énergie d'ajustement n'est pas une sanction. Les gestionnaires de réseau de transport ne conçoivent expressément pas le prix de l'énergie d'ajustement comme une pénalité, mais comme le prix de la réserve de réglage activée. L'obligation de maintenir son périmètre d'équilibre équilibré n'en subsiste pas moins. Qui s'écarte de manière systématique et évitable doit s'attendre à des mesures de l'autorité de surveillance.
Les gestionnaires de réseau de transport ne se chargent pas de l'approvisionnement pour le compte d'acteurs de marché individuels. Ils maintiennent la stabilité du système dans son ensemble. Le règlement financier en aval garantit que cette stabilisation reste liée à la responsabilité des périmètres d'équilibre.
Des volumes élevés d'énergie d'ajustement ou des valeurs inhabituelles du reBAP ne prouvent pas à eux seuls une menace pour la sécurité d'approvisionnement. Ils peuvent signaler des problèmes de prévision, des tensions sur le marché ou des défaillances de centrales. Pour porter un jugement, il faut toutefois d'autres grandeurs, par exemple la réserve de réglage disponible, la qualité de la fréquence, les congestions du réseau et l'évolution de la charge résiduelle.

Distinction avec le redispatching

L'énergie d'ajustement concerne l'équilibre temporel et quantitatif entre injections et soutirages. Le redispatching concerne le déplacement géographique de la production afin de résoudre des congestions du réseau. Un périmètre d'équilibre peut être équilibré alors qu'un redispatching reste nécessaire, parce que l'électricité est produite au mauvais endroit. Inversement, le réseau peut être exempt de congestion alors que les périmètres d'équilibre sont globalement déséquilibrés. Pour que les mesures de redispatching n'apparaissent pas comme des écarts de périmètre, elles sont représentées dans le périmètre d'équilibre au moyen de séries temporelles de redispatching distinctes.

Cadre juridique et état de validité (Allemagne)

Au niveau européen, la ligne directrice sur l'équilibrage du système électrique, le règlement (UE) 2017/2195, régit le règlement financier des écarts des périmètres d'équilibre. Ce règlement s'applique directement. En Allemagne, la base figurait longtemps dans le règlement sur l'accès aux réseaux électriques (StromNZV) : le § 4 réglait la responsabilité de périmètre d'équilibre, le § 8 le règlement symétrique au quart d'heure. À la suite de l'arrêt de la CJUE sur l'indépendance de l'autorité de régulation, la StromNZV a cessé d'être en vigueur à l'expiration du 31 décembre 2025. La Bundesnetzagentur a repris, par voie de décision, les règles d'équilibrage dans les processus commerciaux de fourniture d'électricité aux clients (GPKE), de manière largement littérale. Dans le détail, le contrat-type de périmètre d'équilibre, les MaBiS ainsi que les décisions et descriptions de modèle relatives au reBAP régissent le règlement financier.

En bref : l'énergie d'ajustement montre dans quelle mesure planification, prévision et comportement réel concordent à court terme. Elle n'explique pas tous les coûts de stabilité. Au sens strict, elle désigne l'imputation économique des écarts des périmètres d'équilibre. Elle relie la liberté du négoce d'électricité à l'obligation de répondre de ses propres écarts vis-à-vis d'un système global qui doit être équilibré physiquement.

Sources

Ausgleichsenergiepreis – Allgemeine Informationen & Historie des Ausgleichsenergiepreises — Deutsche Übertragungsnetzbetreiber (Netztransparenz); unbekannt. Abschnitte „Allgemeines zum Ausgleichsenergiepreis (AEP)“ und „Historie“
Beschluss BK6-22-024 (GPKE-Festlegung) vom 21.03.2024 — Bundesnetzagentur, Beschlusskammer 6; 2024-03-21. Abschnitt 2.6 ff. (Bilanzierung, Bilanzkreise GPKE1/8.1.)
Anlage Standard-Bilanzkreisvertrag Strom (Verfahren BK6-23-102) — Bundesnetzagentur; unbekannt. Ziffern 5, 5.3, 11.3, 13.6
Bilanzkreisvertrag Strom (Standardbilanzkreisvertrag, Stand 01.08.2020, BK6-18-061) — Bundesnetzagentur / Übertragungsnetzbetreiber; 2020-08-01. Ziffern 5.1, 11.2, 11.3
Modellbeschreibung der reBAP-Berechnung ab 01.11.2023 — Deutsche Übertragungsnetzbetreiber (Netztransparenz); 2023-11-01. Kapitel 4 „AEP-Modul 3: Die Knappheitskomponente“

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