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Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Ligne directrice FCA

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La ligne directrice FCA est la ligne directrice européenne relative à l'attribution à long terme de la capacité de transport transfrontalière sur le marché de l'électricité. FCA signifie Forward Capacity Allocation (attribution de capacité à terme). Il s'agit du règlement (UE) 2016/1719 de la Commission européenne du 26 septembre 2016. Le règlement définit cette attribution comme l'allocation par enchères de capacité interzonale à long terme, intervenant avant l'échéance du day-ahead. Il régit en outre une méthode commune de calcul de cette capacité, une plateforme centrale d'attribution à l'échelle européenne ainsi que la restitution et le transfert des droits acquis. Il ne régit pas le négoce d'électricité à court terme en tant que tel. Il s'agit plutôt de se couvrir contre les écarts de prix entre zones de dépôt des offres qui résultent de congestions du réseau.

Le terme « capacité » ne désigne ici ni la puissance des centrales ni un marché de capacité pour la sécurité d'approvisionnement. Il s'agit de la capacité interzonale, c'est-à-dire de l'aptitude du système interconnecté à transporter de l'énergie entre deux zones de dépôt des offres, par exemple entre l'Allemagne et un pays voisin. Un droit de transport à long terme vaut pour une frontière, une direction, une période de produit et une quantité en mégawatts fixée pour chaque heure de la période. Les gestionnaires de réseau de transport qui émettent de tels droits doivent proposer au moins des produits annuels et mensuels. À certaines frontières, d'autres durées existent en plus, par exemple des produits trimestriels.

Objectif : couvrir les risques de prix interzonaux

Selon les considérants, le règlement doit offrir aux producteurs, aux consommateurs et aux fournisseurs des possibilités efficaces de couverture contre les risques de prix futurs. Cela inclut l'harmonisation des règles d'enchères auparavant disparates. Exemple : un fournisseur vend pour l'année suivante de l'électricité dans la zone de dépôt des offres B, mais se la procure par un contrat à terme dans la zone A. Si la liaison est saturée, le prix day-ahead en B peut être nettement supérieur à celui en A. Cette différence constituerait alors une perte non couverte. Un droit de transport à long terme de A vers B verse précisément pendant ces heures la différence de prix et compense ainsi le risque en tout ou en partie. Il s'agit donc d'un instrument de couverture et d'un complément au marché à terme. Un contrat à terme sur l'électricité couvre le prix au sein d'une zone, tandis qu'un droit de transport couvre la différence de prix entre deux zones.

Types de droits de transport à long terme

Le règlement autorise trois formes : les droits de transport physiques (PTR) selon le principe « use it or sell it » (UIOSI), les droits de transport financiers sous forme d'option (option FTR) et les droits de transport financiers sous forme d'obligation (obligation FTR). Ils se distinguent comme suit :

  • PTR avec UIOSI : le titulaire peut nominer la capacité, c'est-à-dire l'utiliser effectivement pour un programme transfrontalier. S'il ne la nomine pas, la capacité est réattribuée à l'échéance du day-ahead. Le titulaire reçoit à ce titre une compensation financière qui, en règle générale, est fonction de la différence de prix day-ahead entre les deux zones.

  • Option FTR : elle ne permet pas la nomination, mais verse la même compensation qu'un PTR non utilisé. Un paiement n'a lieu que si la différence de prix est positive dans la direction achetée. Si la différence est inversée, le titulaire ne subit aucune perte.

  • Obligation FTR : elle est prévue juridiquement et fonctionne dans les deux directions. Le titulaire reçoit une différence de prix positive, mais doit payer lui-même une différence négative. D'après les sources examinées ici, cette forme est peu répandue dans la pratique actuelle d'attribution.

Les gestionnaires de réseau de transport et les autorités compétentes décident, pour chaque frontière séparément, quelle forme est proposée. La Belgique, par exemple, propose des options FTR à ses frontières avec les Pays-Bas, la France et l'Allemagne. La procédure est régie par les règles d'attribution harmonisées à l'échelle européenne (EU HAR) : enregistrement, garanties, offres, nomination, réduction et indemnisation, restitution et transfert de droits ainsi que force majeure.

Acteurs et procédures

Les gestionnaires de réseau de transport sont les principaux responsables. Ils calculent ensemble la capacité à long terme dans des régions de calcul de la capacité. La méthode standard est la méthode NTC coordonnée, qui fixe pour chaque frontière une quantité maximale d'échange. Une méthode fondée sur les flux est admise lorsque les capacités entre les zones sont fortement interdépendantes et que cette approche est économiquement plus efficace. La capacité est ensuite répartie entre enchères annuelles et mensuelles. Les droits sont mis aux enchères via la plateforme centrale d'attribution (Single Allocation Platform). Tous les gestionnaires de réseau de transport ont confié cette mission au Joint Allocation Office (JAO), dont le siège est au Luxembourg. Les autorités de régulation nationales et l'agence européenne ACER approuvent les méthodes communes. Le partage des recettes de congestion issues des enchères à long terme est lui aussi réglé par une méthode.

Distinction avec le marché day-ahead et le couplage des marchés

Pour le marché day-ahead et le négoce intrajournalier, c'est le règlement CACM (UE) 2015/1222 qui s'applique. La capacité y est attribuée implicitement avec l'énergie par le couplage des marchés. La ligne directrice FCA intervient plus tôt, à savoir de plusieurs mois jusqu'à environ un an avant la livraison. Les niveaux sont étroitement liés : le paiement des droits de transport dépend des différences de prix issues du couplage des marchés de la veille. La capacité non nominée retourne dans l'attribution journalière. Les écarts de prix entre zones de dépôt des offres ne sont pas une défaillance de l'intégration des marchés, mais signalent une rareté du réseau. Les règles FCA font en sorte que le risque qui en résulte puisse être couvert.

Obligation d'émission et exceptions

Toutes les frontières entre zones de dépôt des offres ne doivent pas obligatoirement proposer des droits de transport à long terme. Selon l'article 9, paragraphe 1, du règlement sur le marché de l'électricité (UE) 2019/943, dans sa version applicable depuis juillet 2024, les gestionnaires de réseau de transport émettent, conformément à la ligne directrice FCA, des droits de transport à long terme ou mettent en œuvre des mesures équivalentes. Cela doit permettre aux acteurs du marché, y compris expressément les exploitants d'installations renouvelables, de couvrir les risques de prix. L'obligation ne tombe que si les autorités de régulation compétentes constatent, lors d'un examen du marché à terme à la frontière, des possibilités de couverture suffisantes. Si elles estiment au contraire ces possibilités insuffisantes, elles peuvent imposer des mesures supplémentaires aux bourses d'électricité ou aux gestionnaires de réseau, par exemple du market making pour davantage de liquidité. Le modèle nordique est un exemple de couverture fondée sur le marché sans droits de transport. Les opérations à terme y sont rapportées à un prix système commun et complétées par des produits de différence de prix.

Réforme : durées plus longues et hubs virtuels

Avec la réforme de l'organisation du marché de l'électricité (règlement (UE) 2024/1747), l'article 9 du règlement sur le marché de l'électricité a été reformulé. Les droits de transport à long terme doivent désormais être attribués de manière régulière, transparente, fondée sur le marché et non discriminatoire via la plateforme centrale d'attribution. Cette plateforme doit aussi faciliter l'échange des droits. La Commission devait présenter une analyse d'impact d'ici le 17 janvier 2026. Plusieurs questions devaient y être examinées : des attributions plus fréquentes, des durées d'au moins trois ans, une modification de la nature des droits, un marché secondaire renforcé et des hubs virtuels régionaux. Un tel hub est une région non physique composée de plusieurs zones de dépôt des offres, dotée d'un prix de référence calculé selon une méthode. Sur cette base, la Commission devait adopter un acte d'exécution d'ici le 17 juillet 2026. L'ACER a proposé d'attribuer à l'avenir les droits entre une zone de dépôt des offres et un hub, plutôt que pour chaque frontière séparément. Des associations sectorielles jugent en revanche les hubs virtuels risqués pour l'Europe continentale. La question de savoir si et sous quelle forme ces changements s'appliquent déjà devrait être vérifiée au cas par cas.

Malentendus fréquents

  • Pas de développement du réseau : la ligne directrice ne construit pas de lignes et n'augmente aucune capacité de charge. Elle répartit et tarifie la capacité qui, selon les méthodes de calcul, peut être proposée à long terme. Les congestions structurelles subsistent, mais leurs conséquences économiques deviennent couvrables.

  • Pas de garantie de livraison : un droit de transport ne signifie pas qu'une centrale déterminée livre de l'électricité à un client déterminé à l'étranger. Les flux physiques obéissent aux lois de l'électrotechnique, non aux contrats. Si un droit est réduit en raison de problèmes de réseau, les règles prévoient une indemnisation qui peut être plafonnée.

  • Pas de mécanisme de capacité : « Forward Capacity » n'a rien à voir avec un mécanisme de capacité dans lequel des centrales ou des charges flexibles sont rémunérées pour leur disponibilité. La rareté se situe ici à la frontière entre zones de prix.

Zones de dépôt des offres, congestions et coûts du système

Selon le droit de l'UE, une zone de dépôt des offres est la plus grande zone dans laquelle l'énergie peut être échangée sans attribution de capacité. Les congestions au sein d'une zone n'apparaissent donc pas dans le prix de gros, mais sont gérées par le redispatching et des mesures similaires. Entre zones de dépôt des offres, en revanche, les congestions influencent directement les prix. La ligne directrice FCA ne détermine pas comment les zones de dépôt des offres sont délimitées. Elle détermine toutefois quels instruments de couverture existent aux frontières existantes. Les écarts de prix, les recettes de congestion, les coûts de couverture et les coûts de redispatching sont liés, mais sont comptabilisés à des endroits différents. Une attribution de capacité à long terme bien conçue peut réduire les primes de risque et soutenir la liquidité. Elle ne remplace ni les investissements dans le réseau, ni un examen attentif des zones de dépôt des offres, ni de bonnes règles de marché à court terme.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:47

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