Marché en temps réel, marché d'équilibrage (Balancing Market) · Glossaire

Le marché en temps réel, souvent aussi appelé marché d'équilibrage (Balancing Market), désigne les mécanismes de marché et d'activation qui permettent de compenser, en cours d'exploitation, les écarts de courte durée entre production et consommation d'électricité. L'injection et le soutirage doivent concorder presque à tout instant, car le réseau lui-même ne stocke guère d'énergie électrique. Lorsque ce bilan de puissance est déséquilibré, la fréquence du réseau varie. Le marché d'équilibrage est l'interface organisée par laquelle les gestionnaires de réseau de transport (GRT) activent à court terme la puissance disponible afin de stabiliser la fréquence et de rétablir l'équilibre du système. La ligne directrice européenne sur l'équilibrage du système entend par équilibrage du système l'ensemble des actions et procédures par lesquelles les GRT maintiennent la fréquence du réseau dans une plage de stabilité prédéfinie et garantissent les réserves nécessaires.

Puissance et énergie : deux produits distincts

Il s'agit d'abord de puissance, mesurée en mégawatts (MW). La capacité d'équilibrage, aussi appelée puissance de réserve ou Balancing Capacity, indique la puissance positive ou négative qu'un fournisseur tient à disposition en vue d'une activation éventuelle. L'énergie d'équilibrage positive augmente l'injection ou réduit la consommation lorsque le système manque de puissance. L'énergie d'équilibrage négative réduit l'injection ou augmente la consommation lorsque le système a trop de puissance. Ce n'est qu'lors de l'activation effective qu'apparaît une quantité d'énergie en mégawattheures (MWh), l'énergie d'équilibrage activée. Une image simple : la capacité d'équilibrage correspond à des pompiers qui attendent, prêts à intervenir, à la caserne et sont rémunérés pour cela. L'énergie d'équilibrage activée est l'intervention effective d'extinction. En Allemagne, les deux sont approvisionnées séparément depuis novembre 2020 : la capacité d'équilibrage sur le marché de la capacité d'équilibrage, l'énergie d'équilibrage sur le marché de l'énergie d'équilibrage. Pour chaque mégawatt de capacité d'équilibrage attribué, une offre d'énergie d'équilibrage doit également être soumise. En outre, des offres libres d'énergie d'équilibrage de fournisseurs sans attribution de capacité sont possibles.

Distinction par rapport aux marchés day-ahead et intrajournalier

Le marché d'équilibrage doit être distingué du marché day-ahead et du marché intrajournalier. Sur le marché day-ahead, les quantités d'électricité sont négociées pour le lendemain. Sur le marché intrajournalier, les acteurs du marché peuvent encore corriger leurs positions à court terme, par exemple lorsque les prévisions changent, que des centrales tombent en panne ou que la charge évolue autrement que prévu. Les deux marchés relèvent de la planification économique de l'engagement des acteurs du marché. Le marché d'équilibrage, lui, intervient au niveau de la conduite opérationnelle du système. Il n'est pas sollicité parce que des acteurs du marché souhaitent encore négocier, mais parce que le GRT doit compenser un écart physique. C'est pourquoi les prix intrajournaliers peuvent avoir d'autres causes que les prix de l'énergie d'équilibrage ou de l'énergie d'ajustement.

La notion de marché en temps réel elle-même demande aussi à être située. Sur certains marchés de l'électricité hors d'Europe, par exemple aux États-Unis, Real-Time Market désigne un marché de l'énergie distinct, géré de manière centralisée, avec des intervalles de règlement courts. Dans l'UE et en Allemagne, il n'existe pas de tel marché général de l'énergie en temps réel. On y entend les marchés de réserves d'équilibrage et le règlement des écarts des périmètres d'équilibre selon la ligne directrice sur l'équilibrage du système, règlement (UE) 2017/2195. Celle-ci régit notamment l'approvisionnement et le règlement des réserves de maintien de la fréquence (FCR), des réserves de restauration de la fréquence (FRR) et des réserves de remplacement (RR).

Les produits de réserve

En Europe continentale, le marché d'équilibrage est étroitement lié aux produits de l'énergie d'équilibrage. Ils se distinguent par leur délai d'activation, leur pilotage et leur fonction. Les GRT allemands approvisionnent ensemble les trois produits via la plateforme regelleistung.net.

Réserve de maintien de la fréquence (FCR, anciennement réserve primaire) : elle réagit automatiquement et de manière décentralisée aux écarts de fréquence et absorbe les perturbations conjointement dans l'ensemble du réseau interconnecté. La pleine puissance doit être disponible en 30 secondes environ. La FCR est rémunérée selon la puissance. Il n'existe pas de prix d'énergie distinct.
Réserve automatique de restauration de la fréquence (aFRR, anciennement réserve secondaire) : le GRT l'active de manière centralisée et automatique. Elle relaie la FCR et ramène la fréquence et le solde de la zone de réglage à l'état de consigne. Le délai d'activation est de quelques minutes, cinq minutes pour le produit standard européen.
Réserve manuelle de restauration de la fréquence (mFRR, anciennement réserve minute) : elle est activée selon une merit order, soulage l'aFRR et compense les déséquilibres plus importants ou de plus longue durée. Son délai d'activation est de l'ordre d'un quart d'heure environ.

Ces produits ne sont pas des marchandises quelconques. Il s'agit de services système techniquement définis. La capacité d'équilibrage pour l'aFRR et la mFRR est mise en appel d'offres la veille : le marché aFRR ferme à 9 h, le marché mFRR à 10 h. L'énergie d'équilibrage est approvisionnée depuis juin 2022 en produits d'un quart d'heure et rémunérée selon la méthode du prix marginal (pay as cleared). Toutes les offres activées reçoivent donc le prix de la dernière offre encore nécessaire. Les prix marginaux sont déterminés par les plateformes européennes : PICASSO pour l'aFRR et MARI pour la mFRR.

Plusieurs niveaux plutôt qu'un marché unique

Le terme Balancing Market évoque un marché unique. En réalité, le régime d'équilibrage se compose de plusieurs niveaux : préqualification des installations techniques, mise à disposition de capacité d'équilibrage, activation d'énergie d'équilibrage, règlement de l'énergie d'ajustement et responsabilité des périmètres d'équilibre. Les fournisseurs doivent démontrer lors d'une préqualification que leurs installations fournissent la puissance exigée de manière fiable, rapide et pilotable. La ligne directrice européenne exige que les charges, stockages et installations de production puissent être regroupés au sein d'une zone d'ordonnancement pour la réserve d'équilibrage. En Allemagne, le cercle des fournisseurs a été élargi progressivement. Exemples : les stockages par batteries dans la FCR depuis 2014, les parcs éoliens depuis 2016 et le raccordement, depuis 2019, de très petites installations de moins de 10 kW, en groupes allant jusqu'à 2 MW, via l'internet public.

Périmètres d'équilibre et énergie d'ajustement

La figure institutionnelle de base est le périmètre d'équilibre. Les fournisseurs, les agrégateurs de vente directe et d'autres acteurs du marché rattachent leurs injections et leurs soutirages à un périmètre d'équilibre. Le responsable d'équilibre (BKV) doit veiller à ce que les prévisions et les programmes concordent le plus exactement possible avec la production et la consommation réelles. Selon la ligne directrice européenne, chaque BKV doit s'efforcer en temps réel d'être à l'équilibre ou de contribuer à l'équilibrage du système. Les écarts résiduels sont réglés comme énergie d'ajustement, par intervalle de règlement des déséquilibres, en Allemagne par quart d'heure. Il en résulte une incitation économique à améliorer les prévisions et à procéder à des corrections via le marché intrajournalier, plutôt que de laisser les déséquilibres à l'exploitation du système.

En Allemagne, dans les quatre zones de réglage du Netzregelverbund, un prix unique s'applique par quart d'heure, le prix unique d'énergie d'ajustement inter-zones (reBAP). Il repose sur les coûts et les quantités de l'énergie d'équilibrage activée durant ce quart d'heure. S'y ajoutent des composantes supplémentaires, par exemple un couplage aux prix de bourse et une composante de rareté en cas de déséquilibres systémiques particulièrement importants. Le reBAP est en principe symétrique et peut être positif ou négatif. Les périmètres d'équilibre sous-alimentés et sur-alimentés règlent donc au même prix, seul le sens du paiement est inversé. Un périmètre d'équilibre qui s'écarte à l'opposé du solde du système et le soulage peut ainsi même recevoir un paiement. Lorsque la réserve de capacité est activée, le reBAP peut devenir asymétrique durant certains quarts d'heure.

Ce que les prix d'équilibrage indiquent, et ce qu'ils n'indiquent pas

Dans le contexte de l'équilibrage, les prix remplissent deux fonctions. Ils rémunèrent l'énergie d'équilibrage activée et déterminent les coûts des écarts des périmètres d'équilibre. Selon la ligne directrice européenne, les écarts doivent être réglés à un prix reflétant la valeur en temps réel de l'énergie. Ces prix ne sont pourtant ni des prix pour les clients finals ni un simple instantané de la valeur de l'électricité. Ils contiennent des signaux de rareté, des coûts d'activation, des exigences de produit et des règles de règlement. Les plafonds de prix jouent aussi un rôle : avec le raccordement à PICASSO en juin 2022, le plafond de prix européen de 15 000 EUR/MWh pour l'énergie d'équilibrage a été repris, selon les GRT allemands. Auparavant, des prix d'énergie allant jusqu'à 77 777 EUR/MWh en octobre 2017 et des déséquilibres en juin 2019 avaient montré à quel point conception du marché, concurrence et effet incitatif sont liés. Celui qui lit les prix d'équilibrage, sans connaître la mécanique de l'équilibrage, comme un prix de l'électricité en temps réel confond stabilisation du système et marché d'approvisionnement.

Distinction par rapport au redispatching

L'équilibrage compense le bilan de puissance de l'ensemble du système. Le redispatching modifie en revanche l'utilisation des installations de production ou des charges afin de résoudre des congestions du réseau. Un système peut être équilibré sur le plan du bilan et présenter malgré tout des congestions locales. Inversement, un réseau sans congestion peut présenter un écart d'équilibre qui requiert de l'énergie d'équilibrage. La ligne directrice européenne exige donc que les offres d'énergie d'équilibrage activées pour la gestion interne des congestions ne déterminent pas le prix marginal de l'énergie d'équilibrage.

Énergies renouvelables, stockage et consommateurs flexibles

Avec une part croissante d'électricité éolienne et solaire, le marché d'équilibrage gagne en importance, car les erreurs de prévision et les fluctuations de courte durée pèsent davantage. Les prévisions de consommation deviennent également plus exigeantes lorsque pompes à chaleur, électromobilité et flexibilité industrielle réagissent aux prix et aux signaux de commande. Il n'en découle pas qu'un système électrique renouvelable serait instable. Mais la flexibilité à court terme, de bonnes prévisions, des flux de données rapides et des règles de comptabilisation claires gagnent en importance.

Les stockages par batteries sont particulièrement adaptés, car ils réagissent très rapidement et peuvent fournir aussi bien de la puissance positive que négative. Leur rôle économique dépend toutefois des règles de marché, des exigences de préqualification, des tarifs de réseau, des probabilités d'activation et des revenus sur d'autres marchés. Pour les installations à énergie limitée, la préqualification tient en outre compte de la capacité énergétique. Un stockage qui tient à disposition de la capacité d'équilibrage n'est pas simultanément disponible dans une mesure quelconque pour l'arbitrage ou le soutien local du réseau, car toutes les utilisations se disputent la même capacité. Des consommateurs flexibles peuvent aussi participer, par exemple des processus industriels, des électrolyseurs, des entrepôts frigorifiques, des infrastructures de recharge ou de grandes applications de chaleur. L'obstacle réside rarement dans la seule technique. Il faut la mesure, la pilotabilité, la disponibilité, l'agrégation, une responsabilité claire et des formats de produit adaptés.

Intégration européenne

La ligne directrice européenne prévoit des plateformes européennes et des produits standard pour l'échange transfrontalier d'énergie d'équilibrage. L'Allemagne est raccordée à PICASSO pour l'aFRR depuis le 22 juin 2022 et à MARI pour la mFRR depuis le 5 octobre 2022. S'y ajoutent la plateforme IGCC pour la compensation de déséquilibres de sens opposé (Imbalance Netting) et l'approvisionnement commun en FCR au sein de la FCR Cooperation. Cela peut réduire les coûts et ouvrir des réservoirs de flexibilité plus importants. Parallèlement, les exigences d'harmonisation, de qualité des données et de coordination des GRT augmentent. Une activation transfrontalière n'est possible que si une capacité de transport suffisante est disponible entre les zones de dépôt des offres et si l'activation n'aggrave pas ailleurs des problèmes de réseau.

Limites du concept

La notion de marché en temps réel peut donner l'impression que le système électrique est entièrement coordonné en temps réel par les prix. Ce n'est pas le cas. La plus grande partie des échanges d'électricité est planifiée à l'avance, et les centrales, stockages, fournisseurs et consommateurs travaillent avec des programmes. L'équilibrage en temps réel est une couche de correction des écarts. Il ne remplace ni une planification fiable de l'engagement, ni des réserves suffisantes, ni une conduite robuste du réseau. Il ne remplace pas non plus la puissance garantie : la réserve d'équilibrage ne peut être activée que si des installations appropriées sont préqualifiées et effectivement disponibles. Un mécanisme de marché ne peut pas créer par le calcul des capacités physiques absentes. Il ne peut qu'approvisionner et activer plus efficacement les capacités existantes.

Les responsabilités devraient aussi rester clairement séparées. Les acteurs du marché répondent de leurs périmètres d'équilibre. Les GRT répondent du bilan du système et du maintien de la fréquence. Les autorités de régulation comme la Bundesnetzagentur fixent les règles essentielles d'approvisionnement, de règlement et d'ouverture du marché. Les exploitants d'installations décident s'ils proposent de la flexibilité. Celui qui emploie le marché d'équilibrage comme terme générique pour tous les problèmes d'électricité à court terme brouille les différences entre erreur de prévision, congestion du réseau, conception du marché, besoin de réserve et obstacle à la flexibilité. Bien compris, le terme décrit la correction organisée entre les programmes planifiés et la réalité physique. Il relie maintien de la fréquence, responsabilité d'équilibre, énergie d'équilibrage et flexibilité à court terme.

Sources

Verordnung (EU) 2017/2195 der Kommission vom 23. November 2017 zur Festlegung einer Leitlinie über den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem — Europäische Kommission / EUR-Lex; 2017-11-23. Art. 1 (Gegenstand), Art. 2 (Begriffsbestimmungen), Art. 17 (BKV), Art. 18 (Modalitäten, Aggregation), Art. 30 (Preisbildung), Art. 44 (Abrechnungsgrundsätze)
Historie Regelreservebeschaffung — Deutsche Übertragungsnetzbetreiber (regelleistung.net); unbekannt. Tabelle zur Historie; Abschnitte Beschaffung seit November 2020, Präqualifikation, Mischpreisverfahren und Preisobergrenzen
Ausschreibungs- und Gebotsverfahren — Deutsche Übertragungsnetzbetreiber (regelleistung.net); unbekannt. Abschnitte Regelleistung (aFRR und mFRR) und Regelarbeit
Ausgleichsenergieabrechnung gegenüber Bilanzkreisverantwortlichen — Amprion GmbH; unbekannt. Abschnitt Ausgleichsenergiepreis / reBAP
Erläuterungen zu Daten Regelenergie — Deutsche Übertragungsnetzbetreiber (netztransparenz.de); 2023-07-10 (laut Dateiname). Abschnitt 2.1 reBAP

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:42