D.3 Utilisation de la capacité d'interconnexion
D.3.2 Rentes de congestion sur base journalière
102. Les rentes de congestion sur base journalière sont générées sur une interconnexion lorsque cette interconnexion est saturée. Cette saturation génère une différence de prix entre les deux bourses d‟électricité. Par rentes de congestion, on entend, dans cette section, les rentes de congestion sur une base journalière qui découlent des échanges énergétiques via les frontières avec les Pays-Bas et la France.Les enchères explicites (année et mois) ne sont pas prises en considération.
Supposons par exemple que la capacité d‟importation de la France vers la Belgique soit de 1000 MW et soit saturée à heure 12 (la Belgique importe donc 1000 MWh durant cette heure). Le prix en France est de 30 €/MWh, le prix en Belgique est de 40
€/MWh. Par conséquent, la rente de congestion équivaut à (40 €/MWh -30 €/MWh) * 1000 MWh = 10.000 €. Ce montant est en principe réparti entre les gestionnaires de réseau concernés.
103. Un acteur du marché ayant acheté de la capacité annuelle ou mensuelle peut décider, le jour J-1, de nominer cette capacité (utilisation explicite) ou de ne pas la nominer. Si le titulaire de la capacité n'effectue pas de nomination, sa capacité
63/70 annuelle ou mensuelle est attribuée à la capacité journalière et le titulaire de la capacité reçoit la différence de prix entre les deux marchés. Cette différence de prix est la rente de congestion. Il s‟agit du marché secondaire28 ou resale sur une base journalière. Supposons par exemple qu‟un acteur du marché ait acheté 100 MW sur l'enchère explicite et qu'il ne nomine pas cette capacité; cet acteur du marché reçoit dès lors la rente de congestion pour cette quantité, soit dans l'exemple ci-dessus:
100 * (40-30) = 1000 €. Les gestionnaires du réseau concernés reçoivent ensuite ce qui reste, soit 9.000 €.
104. La figure ci-dessous illustre la rente de congestion totale par mois pour les quatre directions prises ensemble pour la période 2007-2010. La figure révèle la forte volatilité des rentes de congestion: sur la période 2007-2009, on observe plusieurs pointes, notamment en mai 2007, novembre 2007, mai 2008 et octobre 2009. Ces valeurs extrêmes sont souvent imputables à d'énormes pics de prix sur plusieurs jours, voire même plusieurs heures29. Par contre, 2010 a été la première année sans pointes importantes. Le mois présentant la plus grande rente de congestion en 2010 est janvier, avec un total de 6,4 millions d'euros (principalement générés sur les directions d'interconnexion des Pays-Bas vers la Belgique(3,1 M€) et de la Belgique vers la France (3,1 M€).
105. Le tableau ci-dessous illustre la rente de congestion totale pour les quatre directions d'interconnexion par an pour la période 2007-2010. La première colonne est la partie attribuée aux gestionnaires de réseau. La deuxième colonne illustre la rente de congestion gagnée par les acteurs du marché via le resale sur une base journalière. La dernière colonne indique le total. En 2010, 33,3 millions d'euros ont été générés au total en rentes de congestion. Il s'agit du montant le plus bas des quatre années passées, ce qui indique une poursuite de la convergence des prix day ahead de la Belgique, des Pays-Bas et de la France. La part des GRT et celle des acteurs du marché est pour ainsi dire équivalente en 2010.
28 La capacité annuelle peut également se déplacer vers la capacité mensuelle.
29 Ainsi, par exemple, la pointe d‟octobre 2009 s‟explique principalement par le pic de prix de 3.000 €/MWh présent sur la bourse française durant 4 heures le 19 octobre 2009, alors que le prix sur le Belpex DAM durant ces heures était de 90€/MWh en moyenne. La rente de congestion pour ces 4 h s‟élevait à (3000-90) * 790 * 4 = 9,2 millions d‟euros.
64/70
M€ GRT
Resale
quotidien total
2007 23,7 19,5 43,2
2008 21,1 23,1 44,2
2009 16,6 20,7 37,3
2010 16,2 17,1 33,3
Rentes de congestion totales sur base journalière source : CREG+ELIA
106. Il ressort de l'analyse des rentes de congestion que le resale sur une base journalière joue une rôle important. Ceci est confirmé par le tableau ci-dessous qui indique le volume en capacité d'interconnexion par an et par direction vendu par les acteurs du marché au couplage de marché. Le tableau compare le resale moyen sur une base journalière avec la capacité à long terme vendue ('cap') et calcule le pourcentage. La dernière colonne indique la moyenne non pondérée du resale exprimé en pourcentage sur une base journalière pour les quatre directions prises ensemble. Il ressort de ces données que ceci a constamment augmenté pour toutes directions et pour presque toutes les années. Le resale moyen sur une base journalière pour les quatre directions prises ensemble a augmenté à 83% en 2010.
En 2007, il était encore de 46% et en 2009, il était de 69%.
rentes de congestion mensuelles sur une base journalière pour les quatre interconnexions
65/70 source : CREG+ELIA
107. Une raison importante à la base de cette forte hausse réside probablement dans la flexibilité accrue du resale introduit à partir de novembre 2009: les titulaires de capacité ne doivent décider qu'en D-1 s'ils nominent leur capacité annuelle ou mensuelle. S'ils ne nominent pas, la capacité est automatiquement vendue au couplage du marché30. Grâce à ce nouveau réglage, la capacité annuelle et mensuelle peut être utilisée comme un 'financial transmission right' (FRT) pour ceux qui le souhaitent. La capacité peut toutefois toujours être nominée explicitement. En d'autres termes, le système actuel semble offrir une flexibilité maximale pour le marché.
FR=>BE BE=>FR NL=>BE BE=>NL moy
cap resale % cap resale % cap resale % cap resale % % 2007 1.552 421 27% 642 416 65% 779 427 55% 780 290 37% 46%
2008 1.467 682 47% 579 448 77% 781 603 77% 781 571 73% 69%
2009 1.515 1.009 67% 645 468 73% 781 460 59% 781 593 76% 69%
2010 1.589 1.464 92% 690 473 69% 779 649 83% 787 707 90% 83%
2007-2010 1.531 894 58% 639 451 71% 780 535 69% 782 540 69% 67%
source : CREG+ELIA
30 Avant novembre 2009, le titulaire de capacité devait décider explicitement et en D-3 si la capacité allait être vendue ou non; si elle n‟était pas vendue en D-3 et qu‟elle n‟était pas non plus nominée en D-1, l‟acteur du marché perdait cette capacité.
E Balancing
108. Le déséquilibre en temps réel d'un responsable d'accès (ARP) est payé par quart d'heure:
si l'ARP a prélevé plus d'énergie qu'il n'en a injecté dans ce quart d'heure, l'ARP a un déséquilibre négatif (un manque): l'ARP achète dès lors obligatoirement de l'énergie à Elia au tarif de déséquilibre. Si un ARP présente un déséquilibre positif (un excédent), cet excédent est obligatoirement vendu à Elia au tarif de déséquilibre.
109. Le tarif de déséquilibre pour un déséquilibre négatif était supérieur d'au moins 8% au prix Belpex DAM pour cette heure en 2010. Le coût pour l'ARP peut être considéré comme représentant au moins 8% du prix Belpex DAM, parce que l'ARP aurait également pu acheter le manque d'énergie sur le DAM. Le tarif de déséquilibre pour un déséquilibre positif était inférieur d'au moins 8% au prix Belpex DAM pour cette heure en 2010. Dans ce cas également, il y a un coût pour l'ARP, qui peut également être considéré comme représentant au moins 8%, parce que l'ARP aurait également pu vendre l'excédent d'énergie sur le DAM.
110. La figure ci-dessous illustre l'évolution du tarif de déséquilibre mensuel moyen pour un déséquilibre négatif et positif pour la période 2007-2010 dans la zone de réglage Elia, ainsi que le prix moyen sur le Belpex DAM. Il ressort de cette figure que le prix d'un déséquilibre est fortement corrélé au Belpex DAM. Il s'avère par ailleurs que le prix du déséquilibre pour un déséquilibre positif (ce que l'ARP reçoit pour son excédent) est bien inférieur au prix Belpex DAM. Le mode de calcul du tarif de déséquilibre est une formule complexe et n'est pas développé dans cette étude.
111. Le tableau ci-dessous indique les chiffres moyens par année, une moyenne pour la période 2007-2010, et les écarts (relatifs) avec le prix Belpex DAM. Les écarts par rapport au prix Belpex DAM fournissent une indication des coûts et sont indiqués dans le tableau par 'Cost_Pos' pour le coût lié à un déséquilibre positif et par 'Cost_Neg' pour un déséquilibre négatif. Durant la période 2007-2010, le coût dans la zone de réglage Elia qu'un ARP devait payer pour un déséquilibre négatif s'élevait en moyenne à 57€/MWh par rapport à un prix Belpex DAM moyen de 49,5€/MWh. Ce prix est supérieur de 15% par rapport au prix Belpex DAM, soit 7% au-dessus du minimum de 8%. Le prix reçu par un ARP pour un déséquilibre positif dans la zone de réglage Elia était de 28€/MWh en moyenne. Ce prix est inférieur de 43 % par rapport au prix Belpex DAM, soit 35 % en-dessous du minimum de 8%. Ceci permet de conclure que le coût d'un déséquilibre positif est beaucoup plus élevé que le coût d'un déséquilibre négatif. La structure tarifaire actuelle est, par conséquent, de nature à inciter les
ARP à être davantage en situation de déséquilibre négatif (manque) qu'en situation de déséquilibre positif (excédent).
BEDAM NegPrice PosPrice Cost_Neg Cost_Pos %Cost_Neg %Cost_Pos
2007 41,73 48,67 22,00 6,93 19,73 16,6% 47,3%
2008 70,63 78,07 43,31 7,43 27,32 10,5% 38,7%
2009 39,27 44,29 19,88 5,02 19,38 12,8% 49,4%
2010 46,28 57,18 27,71 10,90 18,57 23,6% 40,1%
2007-2010 49,48 57,05 28,23 7,57 21,25 15,3% 43,0%
source : CREG+ELIA
tarifs de déséquilibre mensuels moyens dans la zone de réglage d'Elia pour la période 2007-2010 en comparaison avec le prix mensuel moyen sur le Belpex DAM.
source : CREG+ELIA
112. Pourtant, il s'avère que les ARP, pris ensemble, ne maintiennent pas un manque, mais plutôt un surplus, du moins sur la période 2007-2009: sur cette période, la compensation de déséquilibre ('net regulation volume' (NRV)) était en effet négative en moyenne, ce qui signifie que le gestionnaire de réseau devait effectuer davantage un réglage vers le bas plutôt que vers le haut, parce que la zone de réglage présentait un excédent (en raison du fait que les ARP présentaient ensemble un excédent). Dans le courant de 2009 et certainement en 2010, ce comportement semble toutefois avoir changé, comme le révèle la figure ci-dessous. Alors que le NRV mensuel moyen (barres vertes) était encore principalement négatif en 2007, 2008
et durant la première moitié de 2009 (et qu'un réglage par le bas était nécessaire de la part du gestionnaire de réseau, indiquant un excédent de tous les ARP pris ensemble), le NRV devient principalement positif à partir de la deuxième moitié de 2009 et le NRV augmente à la fin de 2010 pour atteindre des valeurs maximales.
Prix mensuel moyen net et brut de la puissance de réglage que le gestionnaire du réseau utilise pour maintenir l'équilibre dans la zone de réglage.
source : CREG+ELIA
113. La figure ci-dessus illustre également le 'grossNRV' (ligne bleue). Cette valeur est la moyenne des NRV positifs et négatifs sans que ceux-ci ne soient comptés ensemble (ils ne sont donc pas compensés). Le 'grossNRV' indique par conséquent la quantité que le gestionnaire du réseau a dû régler vers le haut et vers le bas. Cette valeur affiche une nette tendance à la hausse, ce qui est confirmé par ailleurs dans le tableau ci-dessous qui illustre un certain nombre de moyennes par année. Comme décrit plus haut, le NRV moyen devient (fortement) positif en 2010, mais le 'grossNRV' passe également d'une moyenne de 63 MW en 2007 vers une moyenne de 94 MW en 2010, ce qui représente une hausse de l'utilisation de la puissance de réglage pour le gestionnaire du réseau de 50%. Cette hausse est due essentiellement au fait que les ARP pris ensemble sont plus souvent et de manière plus importante en déséquilibre négatif. En 2007, le système a présenté un déséquilibre négatif pendant 48% du temps, entraînant un réglage vers le haut positif de 62 MW en moyenne. En 2010, le système a présenté un déséquilibre pendant 55% du temps (une hausse de 15%), entraînant un réglage vers le haut positif de 94 MW en moyenne (hausse de 67%). Le réglage vers le bas moyen est également passé de 63 MW en 2007 à 85 MW en 2010 (une hausse de 34%).
114. On peut en conclure que les ARP pris ensemble présentent, en 2010, un déséquilibre plus important et qu'ils sont, pris ensemble, en déséquilibre négatif plus important par rapport aux années précédentes. Ceci peut être dû à la structure asymétrique du tarif de déséquilibre qui a pour conséquence que le déséquilibre positif (un excédent) est sanctionné beaucoup plus réserves secondaires (R2), activation manuelle des „intremental/decremental bids‟31, réserve tertiaire (R3), clients interruptibles et compensation inter-TSO. La figure ci-dessous donne la répartition de l'évolution des sources de NRV pour les trois dernières années. Il ressort de cette figure que le NRV est presque exclusivement fourni par R2 en 2008, avec une partie minime par activation manuelle des I/D-bids. L'utilisation des I/D-bids augmente légèrement en valeur absolue en 2009. En 2010, on note une tendance claire vers plus d'activation des I/D-bids et du R3. Etant donné que de plus en plus de NRV doivent être fournis, une augmentation accrue des I/D-bids et R3 peut indiquer que le R2 (avec une capacité moyenne de 137 MW) est saturé, le gestionnaire du réseau se voyant contraint d'utiliser d'autres moyens.
31 Aux termes de l‟art. 159 §2 de l‟AR du 28 décembre 2002, tous les producteurs de la zone de réglage d‟Elia dont la puissance nominale est supérieure ou égale à 75 MW doivent mettre leur capacité disponible à la disposition du gestionnaire du réseau. la capacité disponible se transforme en
„incremental/decremental bids‟ (I/D-bids).
les différentes sources de compensation de déséquilibre (NRV) pendant la période 2008-2010
Source : CREG+ELIA
Pour la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz :
Dominique WOITRIN
Directeur
François POSSEMIERS Président du Comité de direction 0%
20%
40%
60%
80%
100%
2008 2009 2010
ITSO ICH R3 manueel R2