Allocation des capacités
Divers mécanismes permettent d’allouer les capacités disponibles pour l’importation ou l’exportation aux acteurs de marché, connus en Belgique sous le nom de « responsables d'équilibre » (Balance Responsible Parties ou BRP).
Allocation de capacités annuelles et mensuelles
Les gestionnaires de réseau de transport (GRT) européens ont créé des règles communes régissant les enchères explicites pour l’allocation de capacités annuelles et mensuelles, à savoir les European Harmonized Allocation Rules (EU HAR) pour les droits de transport à long terme. Ces enchères sont organisées par le Joint Allocation Office (JAO), qui est l’unique plateforme d’allocation pour tous les GRT européens (SAP – Single Allocation Platform). Des règles similaires (Nemo Link Access Rules) existent pour les allocations de capacité long terme (annuelles, trimestrielles et mensuelles) sur l’interconnexion « Nemo » de la frontière Belgique-Angleterre.
On distingue deux principaux types de droits de transport à long terme :
-
Droits physiques de transport à long terme (Physical Transmission Rights ou PTR)Un PTR est un droit qui permet à son détenteur de transférer physiquement un certain volume d’électricité entre deux zones d’enchères au cours d’une période donnée. Le transfert a lieu dans une direction spécifique via une nomination envoyée au GRT.
Le détenteur du PTR qui choisit de ne pas faire usage de son droit de nominer (ou de nominer qu’une partie des droits en sa possession) a le droit de recevoir une rémunération financière pour cette partie non nominée. La rémunération est basée sur les résultats de l’allocation day ahead entre deux zones d’enchères durant une période donnée et dans une direction spécifique (principe « Use it or Sell it » ou UIOSI). Pour la zone d’enchères belge, des PTR avec UIOSI sont uniquement proposés à la frontière avec le Royaume-Uni.
-
Droits financiers de transport à long terme (Financial Transmission Rights ou FTR)Le FTR « Option » diffère du PTR dans le sens où elle n’offre pas le droit de nominer de l’électricité entre deux zones d’enchères. Elle offre uniquement le droit à son détenteur de recevoir la même rémunération financière que pour le PTR. En d’autres mots, elle est identique à un PTR qui n’aurait pas été nominé.
Pour les zones d’enchères belges, les options FTR sont proposées aux frontières avec les Pays-Bas, la France et l’Allemagne.
Allocation de capacités journalières et intraday
En ligne avec l’objectif du marché intérieur de l’énergie de l’Union européenne, les gestionnaires nommés du marché de l’électricité (Nominated Electricity Market Operators ou NEMO) organisent l’allocation des capacités journalières et intraday par le biais d’un mécanisme d’allocation implicite au moyen d’un couplage de marché.
Dans le cas d’une allocation implicite de capacités, le BRP ne doit pas nominer son importation ou exportation. Contrairement à une allocation explicite (où le BRP doit d’abord acheter et nominer la capacité transfrontalière, et ensuite l’énergie à transférer des deux côtés de la frontière), dans une allocation implicite la capacité transfrontalière est en effet directement allouée implicitement et en étape en même temps que l’énergie. Les NEMO ou la contrepartie centrale (CCP) organisent cela pour leur compte. Le BRP utilise ensuite implicitement la capacité transfrontalière via ses achats et/ou ses ventes placés sur les bourses d’ électricité des NEMOs.
Le couplage de marché sert à améliorer la liquidité du marché et, partant, à induire des prix de l'électricité plus convergents et stables. Plus spécifiquement, cela signifie que les zones d’enchères d’un ou de plusieurs NEMO sont couplées au sein d'une zone de marché homogène pour l’allocation de capacités day ahead et intraday. Le couplage de marché est possible grâce à une collaboration entre les GRT et les NEMO.
Les acteurs de marché soumettent des offres à leur NEMO respectif. Lors du couplage de marché, les NEMO font correspondre les offres reçues grâce à un système informatique commun. Ils prennent en compte les capacités de transport disponibles entre les zones d’enchères pour la période correspondante. Cela permet aux prix de l’électricité de converger dans les zones d’enchères couplées ou, idéalement, d’être parfaitement alignés.
-
Couplage de marché day aheadSur le marché day ahead, les BRP peuvent vendre ou acheter de l'électricité pour une ou plusieurs des 24 heures de la journée suivante. Le code européen sur l’allocation de la capacité et la gestion de la congestion (Capacity Allocation and Congestion Management ou CACM) a introduit un couplage de prix intégré à travers l’Europe entière (tous les états membres plus la Norvège) pour la vente ou l’achat d’électricité en day ahead. C’est ce qu'on appelle le Single Day Ahead Coupling (SDAC). L’objectif est de créer un marché unique de l’electricité.
Le SDAC utilise un algorithme commun de couplage de prix appelée EUPHEMIA encapsulé dans la plateforme commune « PMB » (Price Matching Broker), géré par certains NEMOs membre du projet PCR (Price Coupling of Regions).
-
Couplage de marché intraday
o La période après la clôture du marché day ahead (en J-1), jusqu’au tout dernier moment avant l’heure de livraison est appelé « Intraday », les BRP peuvent aussi acheter ou vendre de l'électricité durant cette période. Ils peuvent le faire en continu en soumettant des ordres d’achat/de vente qui utiliseront la capacité de transport disponible dans un cadre d’allocation implicite.
Depuis 2018, la Belgique et 13 autres pays ont lancé le Single Intraday Coupling (SIDC), dans le cadre du projet XBID. Depuis lors, l’entièreté des états membres européens (à l’exception de l’Irlande, actuellement toujours isolée) et la Norvège sont implicitement connectés. L’objectif du projet SIDC-XBID est de permettre des échanges transfrontaliers continus (continuous trading) et d’augmenter l’efficacité des échanges intraday en général grâce à un marché transfrontalier intraday unique en Europe. En 2024, trois Intraday Auctions (SIDC) IDA), similaire à l’enchère Day-ahead viendront compléter le SIDC-XBID, permettant de fournir des signaux prix Intraday aux acteurs de marché.
-
Mécanismes de repli et allocations Day-ahead/Intraday explicites
o Étant donné l’objectif de n’avoir que des allocations implicites au sein du marché intérieur de l’énergie pour les horizons day ahead et intraday, les enchères explicites, organisées par JAO, ne sont utilisées que comme mécanisme de repli (en cas de découplage) ou aux frontières avec les pays qui ne suivent pas les règles du marché intérieur de l’énergie. C’est le cas depuis Janvier 2021 (Brexit) sur la frontière Belgique-Angleterre : Le Royaume-Unis ne faisant plus partie du marché unique Européen, ils ne participent plus également aux projets de couplage implicite SDAC et SIDC. L’allocation de capacité en Day-ahead et en Intraday sur Nemo Link se fait donc, comme pour le long terme, sous un mode d’enchères explicites.
