6. Balancing
6.2. Sujet spécial : résultats des enchères à court terme
164. Cette rubrique illustre et analyse le prix mensuel moyen des enchères pour la réservation de la capacité FCR, aFRR et mFRR dans les enchères à court terme.
6.2.1. FCR et aFRR
165. En 2016, des enchères à court terme ont été organisées par ELIA pour l'approvisionnement de tout le volume de FCR et aFRR. De janvier à juillet, des enchères ont été organisées mensuellement, tandis qu'à partir du mois d'août, elles ont été organisées sur une base hebdomadaire. Pendant cette dernière période, une partie du FCR a été achetée sur la plateforme régionale FCR. Les acteurs belges du marché ont introduit 8 offres pour les enchères hebdomadaires des semaines 31 à 52 sur cette plateforme, parmi lesquelles une offre a été sélectionnée par la plateforme.
166. La Figure 83 illustre l'évolution du prix d'enchère moyen mensuel pour chacun de ces services en 2016.
Figure 83 : Prix de réservation mensuel moyen FCR et aFRR en 2016 Sources : Elia et CREG
Si l'on combine tous les produits, l'indice HHI s'élevait à 1.853 pour les produits FCR et à 4.857 pour les produits aFRR, ce qui indique un marché plus liquide et compétitif pour le FCR que pour l'aFRR.
Les dépenses totales pour la réservation FCR et aFRR par ELIA atteignaient 45,3m €, ce qui représente 56 % du budget (80,5m €).
167. La Figure 84 montre l'évolution du prix d'enchère moyen mensuel pour le FCR et l'aFRR en 2015 et 2016, ainsi que la valeur du clean spark spread (CCS) la veille de l'enchère. À partir du mois d'août 2016, les enchères ont été organisées chaque semaine et les valeurs mensuelles ont été calculées comme une moyenne des valeurs hebdomadaires pondérées par le nombre de jours de la semaine dans le mois en question.
0 10 20 30 40 50 60
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Monthly average reservation price (€ / MWh)
FCR aFRR
Figure 84 : Valeur mensuelle du prix moyen du FCR et de l'aFRR, ainsi que du clean spark spread la veille de l'enchère en 2015 et 2016
Sources : Elia et CREG
Pour juin et juillet 2015, ainsi que pour juin 2016, le prix moyen du FCR et de l'aFRR indique un pic (partiellement) dû à la valeur négative du CSS. Un autre pic apparaît en novembre et en décembre 2016 en raison de la valeur élevée du CSS, ce qui implique une forte valeur du coût d'opportunité. Le prix moyen pour le FCR et l'aFRR, qui découle des enchères annuelles de 2013 pour l'année 2014, se situait entre 40 € et 50 €/MW/h.
168. La Figure 85 illustre l'évolution hebdomadaire du prix du FCR acheté sur la plateforme régionale.
La courbe rouge illustre le prix utilisé par ELIA dans les enchères locales pour simuler le FCR acheté sur la plateforme (dernier prix connu de la plateforme à la date de l'enchère locale), tandis que la courbe bleue illustre le prix actuel de la plateforme.
-10 0 10 20 30 40 50
Average price (€ / MW / h) and CSS (€ / MWh)
Average price (€/MWh) CSS M (D-1) (€/MWh)
Figure 85 : Prix pour les volumes de FCR achetés sur la plateforme Sources : Elia et CREG
Les plus grandes différences entre les deux prix concernent la première semaine de la participation belge (semaine 31 de 2016) et les deux dernières semaines de l'année (semaines 51 et 52). Puisque le prix local pour l'offre virtuelle de la plateforme régionale est égal au prix de l'enchère précédente sur cette plateforme, l'augmentation de la différence entre les deux prix à la fin de l'année indique une augmentation de la volatilité du prix sur la plateforme régionale pendant les dernières semaines de l'année.
6.2.2. mFRR : production R3 et DP R3
169. En 2016, des enchères mensuelles étaient organisées par ELIA pour l'approvisionnement de 70 MW de mFRR, alloués entre la production R3 et les produits DP R3. La proportion de chaque produit est déterminée par l'algorithme d'enchère pour minimiser le coût d'approvisionnement global.
170. La Figure 86 illustre l'évolution du prix d'enchère mensuel moyen pour la réservation de mFRR (production R3 et DP R3) en 2016 : la courbe bleue illustre le prix moyen des enchères mensuelles (70 MW de production R3 et DP R3), la ligne orange horizontale illustre la moyenne annuelle de ces prix, et la ligne verte horizontale illustre le prix moyen des enchères annuelles (512 MW production R3 et DP R3).
0 5 10 15 20 25
W31 W33 W35 W37 W39 W41 W43 W45 W47 W49 W51
FCR reservation price (€ / MW / h)
Local price Platform price
Figure 86 : Prix moyens de la réservation mFRR pour 2016 Sources : Elia et CREG
Après une forte augmentation jusqu'en mars, le prix moyen mensuel des enchères a baissé à partir d'avril. Le prix moyen des enchères annuelles pour la production R3 et le DP R3 en 2016 équivalait à 4,33 €/MW/h, tandis que le prix moyen des enchères mensuelles pour la production R3 et le DP R3 s'élevait à 3,88 €/MW/h.
Tous les produits combinés, l'indice HHI s'élevait à 3.343 pour les enchères, indiquant un marché plus liquide et compétitif pour le mFRR que pour l'aFRR, mais moins liquide et compétitif que pour le FCR.
Les dépenses totales pour la réservation de mFRR par ELIA pendant les enchères à court terme s'élevaient à 2,4 millions €, ce qui représente 71 % du budget (3,4 millions € pour le court terme).
171. La Figure 87 illustre l'évolution mensuelle de la part des volumes de la production R3 et du DP R3 pour les enchères mensuelles. La série bleue illustre le volume de la production R3, tandis que la série orange indique le volume du DP R3. Pendant les trois premiers mois, pratiquement tout le volume a été attribué à la production R3. À partir d'avril, la part entre la production R3 et le DP R3 a changé d'un mois à l'autre, indiquant une grande volatilité au niveau de l'attribution, tandis que pour les mois de juillet, août et novembre, l'intégralité du volume a été attribuée au DP R3.
0 1 2 3 4 5 6 7 8
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
mFRR average reservation price (€ / MW / h)
Monthly auctions average price for mFRR (R3 Prod+R3 DP)
Yearly average of monthly auctions average price for mFRR (R3 Prod + R3 DP) Yearly auctions average price for mFRR (R3 Prod + R3 DP)
Figure 87 : Volumes d'enchères mensuels attribués aux produits mFRR en 2016 Sources : Elia et CREG
6.3. STATISTIQUES
172. La première rubrique présente les volumes (minimums) qu'ELIA doit acheter sur le marché pour 2016, tandis que les rubriques suivantes illustrent l'évolution de certains indicateurs clés liés aux marchés de l'énergie de compensation pour la période 2012-2016.
6.3.1. Volumes à acheter par type de réserve pour 2016
173. Le code de réseau fédéral impose à Elia de proposer pour approbation de la CREG une méthodologie à utiliser pour évaluer les volumes des réserves de contrôle primaire, secondaire et tertiaire contribuant à garantir la sûreté, la fiabilité et l'efficacité du réseau dans la zone de contrôle, et les résultats de l'évaluation.
Par sa décision (B)150717-CDC-1423 du 17 juillet 2015, la CREG a approuvé la proposition d'Elia pour l'année 2016. Les volumes évalués sont indiqués au tableau 30 ci-dessous.
Des puissances de contrôle primaires et secondaires ont été achetées lors des enchères mensuelles sur une plateforme locale (Elia) de janvier à juin (périodes de fourniture). À partir d'août, un maximum de 47 MW de puissance de contrôle primaire pouvait aussi être acquis par Elia pendant les enchères hebdomadaires sur une plateforme régionale partagée par les zones de contrôle autrichiennes, belges, hollandaises et allemandes. Par conséquent, les puissances de contrôle primaire restantes ainsi que
0 10 20 30 40 50 60 70
Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec
Monthly auction volume allocated (MW)
R3 prod (mFRR) R3 DP (mFRR)
l'intégralité des puissances de contrôle secondaire étaient aussi achetées à partir d'août 2016 lors des enchères hebdomadaires sur la plateforme locale.
Tableau 30 : Types de réserves à acheter par Elia pour 2016 Sources : Elia et CREG
6.3.2. Tarif d'équilibrage et prix du marché day-ahead
174. La Figure 88 ci-dessous illustre l'évolution des valeurs moyennes annuelles des tarifs d'équilibrage (en rouge pour les positions courtes de l'ARP et en vert pour ses positions longues), ainsi que (en bleu) des prix de marché day-ahead pour la période 2012-2016.
Un nouveau tarif d'équilibrage a été lancé en 2012 qui a mis en œuvre d'une approche de prix marginal unique.
Figure 88 : Tarifs d'équilibrage moyens et prix day-ahead Sources : Elia et CREG
Type of reserve Volume (MW) Delivery period
Month (from January to July) Week (from August onwards) Month (from January to July) Week (from August onwards) Manually activated tertiary control power–
mFRR 770 Contract dependent
R3 production + R3 DP Min 400 Whole year R3 production Min 300 Whole year R3 production + R3 DP Min 70 Month
R3 ICH Max 300 Whole year
Primary control power - FCR 73
Automatically activated secondary control
power – aFRR 140
30 35 40 45 50 55 60
2012 2013 2014 2015 2016
(EUR / MWh)
Belpex Day-Ahead Market Price Negative Imbalance Tariff Positive Imbalance Tariff
La Figure 88 affiche, exception faite de 2015, une diminution du tarif de déséquilibre tant pour les positions ARP longues que pour les courtes. Les deux tarifs sont proches l'un de l'autre.
Le tarif de déséquilibre suit la tendance des prix DAM.
En 2012, la première année du prix marginal unique en tant que tarif de déséquilibre, les tarifs de déséquilibre étaient environ 10 % au-dessus du prix DAM. Pour les années suivantes, ils sont plus proches, avec une alternance des années où le prix DAM est inférieur aux tarifs de déséquilibre (2012-2013), une année (2014) où le prix DAM se situe entre les tarifs de déséquilibre et des années (2015-2016) où le prix DAM est supérieur aux tarifs de déséquilibre.
La différence entre les courbes rouge et verte illustre une moyenne du paramètre (1 et 2) du tarif de déséquilibre (incitant pour que l'ARP soit équilibré ou « aide » le système à être équilibré).
La figure montre où se situe le prix DAM moyen par rapport au prix en temps réel, qui est une sorte de prix pour l'option visant à résoudre le déséquilibre résiduel du portefeuille dans le day-ahead. Avant 2014, il était moins coûteux de le résoudre dans le day-ahead. A partir de 2015, il a été moins coûteux d'attendre que le temps réel le résolve, pour l'ARP pour qui l'hypothèse des volumes de déséquilibre aléatoire est pertinente.
A partir de 2015, la figure peut être interprétée comme une valeur inférieure de la flexibilité (balancing) par rapport au produit (DAM). Néanmoins, la flexibilité présente une valeur intrinsèque, car elle permet de saisir les opportunités du marché, mais cette valeur intrinsèque ne peut pas être déduite de la figure.
6.3.3. Volatilité du tarif d'équilibrage et du prix du marché day-ahead
175. La Figure 89 ci-dessous illustre l'évolution des écarts standard annuels des tarifs d'équilibrage (en rouge pour les positions courtes et en vert pour les positions longues), ainsi que (en bleu) des prix de marché day-ahead pour la période 2012-2016.
Figure 89 : Écart-type des tarifs d'équilibrage et du prix du marché day-ahead Sources : Elia et CREG
0 10 20 30 40 50 60
2012 2013 2014 2015 2016
(EUR / MWh)
Belpex Day-Ahead Market Price Negative Imbalance Tariff Positive Imbalance Tariff
La figure illustre que l'écart-type du tarif de déséquilibre négatif et du tarif de déséquilibre positif sont pratiquement les mêmes. C'est évident, puisque les deux tarifs diffèrent uniquement de la valeur de l'incitant , qui est relativement petit, et souvent égal à zéro.
Si l'on compare les écarts standard du tarif d'équilibrage et le prix DAM, il s'avère que leurs évolutions pourraient être considérées comme étant liées de 2012 à 2015, pour différer en 2016, lorsque l'écart-type du tarif d'équilibrage baisse alors que celui du prix DAM augmente par rapport à 2015.
Les valeurs des écarts standard du DAM et les déséquilibres des tarifs du marché illustrent ces indicateurs. Il est intéressant d'observer que la volatilité des tarifs d'équilibrage baisse en 2016, alors que celle du DAM augmente.
176. La Figure 90 ci-dessous illustre l'évolution du coefficient de variation annuel44 des tarifs d'équilibrage (en rouge pour les positions courtes et en vert pour les positions longues), ainsi que (en bleu) des prix de marché day-ahead pour la période 2012-2016.
Figure 90 : Coefficient de variation des tarifs d'équilibrage et des prix du marché day-ahead Sources : Elia et CREG
Il est intéressant de noter que pour 2015 et 2016, la valeur relative des augmentations de la volatilité affiche une tendance d'augmentation du risque. La prochaine question pourrait être : « cette tendance sera-t-elle atténuée dans les prochaines années ? ».
44 Le coefficient de variation équivaut à l'écart-type divisé par la moyenne. C'est une illustration de la valeur relative de la volatilité, car elle est mise à l'échelle par rapport à la valeur moyenne.
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
2012 2013 2014 2015 2016
Belpex Day-Ahead Market Price Negative Imbalance Tariff Positive Imbalance Tariff
6.3.4. Volumes d'équilibrage activés
177. Étant donné qu'aussi bien le modèle du marché d'équilibrage que le contexte international évoluent d'une année à l'autre, il est intéressant d'étudier l'évolution de l'énergie de compensation activée par type de produit. La Figure 91 ci-dessous illustre l'évolution de l'énergie activée annuellement vers le haut et vers le bas (le cas échéant) pour chaque type de produit d'équilibrage.
Les types de produits les plus pertinents comprennent les R2 (aFRR, en rouge), les offres R3 « libres » (en bleu) et l'IGCC (en orange).
De plus, cette figure illustre aussi l'énergie d'équilibrage totale activée annuellement pour les activations vers le haut et vers le bas, l'énergie totale activée (ligne noire) et la somme de l'énergie totale activée ainsi que de l'énergie échangée via l'IGCC (ligne bleue).
Figure 91 : Énergie d'équilibrage activée par type de produit Sources : Elia et CREG
De manière générale, la figure ci-dessus illustre une diminution du total de l'énergie activée (IGCC compris) jusqu'en 2015, alors que l'énergie totale augmente à nouveau en 2016. D'autre part, le total de l'énergie activée (hors IGCC) baisse de 2012 à 2014, augmente en 2015 et baisse à nouveau en 2016, atteignant un niveau inférieur à celui de 2014.
En ce qui concerne les types de produits, la figure illustre la même évolution de l'énergie R2 et de l'énergie des offres libres activée : une diminution entre 2012 et 2014, une augmentation en 2015 et une nouvelle diminution en 2016. L'évolution de l'énergie IGCC activée est inverse : une augmentation entre 2012 et 2014, une diminution en 2015 et une augmentation en 2016, comme l'illustre aussi la différence entre les lignes bleue et noire.
Suite à l'augmentation de la capacité installée de la production intermittente, une augmentation du déséquilibre du système, et donc de l'énergie activée, aurait pu être attendue. La diminution de la
1,192,731
R2 (aFRR) Free R3 (ID) bids (mFRR) R3 Prod (mFRR)
R3 DP (mFRR) R3 ICH (mFRR) Inter-TSO (mFRR)
IGCC Total activ. Total activ.+IGCC
courbe noire dans la figure ci-dessus (activations totales, excluant donc l'énergie échangée via l'IGCC) est due à plusieurs facteurs, comme l'existence de l'IGCC, les améliorations de l'algorithme IGCC, l'évolution du comportement des acteurs du marché et l'évolution des prix du marché.
6.3.5. Parts des activations d'équilibrage
178. La Figure 92 ci-dessous illustre l'évolution des parts de l'énergie activée annuellement, agrégeant les activations vers le haut et vers le bas le cas échéant, pour chaque type de produit d'équilibrage. Les types de produits les plus pertinents comprennent l'IGCC (en orange), les R2 (aFRR, en rouge), et les offres R3 « libres » (mFRR, en bleu). En comparaison avec la Figure 91, l'ordre de la série a été modifié, rapprochant la série IGCC de l'axe X.
Figure 92 : Parts de l'énergie d'équilibrage activée par type de produit Sources : Elia et CREG
Plusieurs observations peuvent être faites sur cette figure :
- les parts des offres R3 libres, des R2 et de l'IGCC couvrent la plupart des besoins d'activation de l'énergie d'équilibrage. En 2016, elles ont totalisé 98,9 % ;
- hormis en 2015, la somme des parts de l'IGCC et des R2 a augmenté chaque année, atteignant 87 % en 2016 ;
- la part des échanges IGCC dans le total des activations R2 et des échanges IGCC augmente, pour atteindre 47 % en 2016.
Le netting des déséquilibres (IGCC) et le contrôle secondaire (R2) sont étroitement liés par nature.
Puisqu'ils sont calculés avant l'activation des R2, les échanges IGCC évitent les activations des R2 et
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
2012 2013 2014 2015 2016
IGCC R2 (aFRR) Free R3 (ID) bids (mFRR) R3 Prod (mFRR)
R3 DP (mFRR) R3 ICH (mFRR) Inter-TSO (mFRR)
cela libère de la capacité R2 pour des activations supplémentaires. Par conséquent, l'IGCC et les R2 peuvent être considérés comme étant très similaires de nature, même si l'IGCC n'est pas une véritable activation, mais via le netting des déséquilibres, une manière d'éviter les activations physiques. Ils se complètent et leur total est pertinent pour illustrer l'importance croissante du contrôle automatique de la compensation des déséquilibres. Cela indique également que l'application du netting des déséquilibres avec un résultat financier positif pourrait réduire le besoin de contracter à l'avance une capacité d'équilibrage supplémentaire. Elia devrait évaluer cela dans les futures évaluations stochastiques des besoins de capacité de réserve contractuelle.