Avec la mise en service du Viking Link vers le Danemark en décembre, le réseau électrique britannique n’a jamais été aussi interconnecté. Neuf interconnexions différentes, d’une capacité totale de 9,2 GW, relient la Grande-Bretagne à six autres marchés européens.

Mais comment fonctionnent ces interconnexions et quel est leur impact sur les prix ?

Les interconnexions permettent à l’électricité de circuler des marchés les moins chers vers les plus chers

Les interconnexions sont des câbles sous-marins à courant continu haute tension (HVDC) qui permettent de relier différents réseaux électriques. Leur capacité varie de 0,5 à 2 GW et elles permettent une circulation bidirectionnelle de l’électricité. L’énergie circule des marchés où le prix est le plus bas vers ceux où il est plus élevé, les opérateurs réalisant un profit sur l’écart de prix.

En permettant à l’électricité de circuler entre des zones de prix différents, les interconnexions exercent un effet d’équilibrage sur les prix des différents marchés : elles augmentent les prix sur les marchés bon marché et les diminuent sur les marchés chers, dans la limite de leur capacité. Grâce à leur capacité totale importante - de quoi couvrir environ 30 % de la demande de pointe au Royaume-Uni - les interconnexions peuvent avoir un impact significatif sur les prix de l’électricité.

Les flux sur les interconnexions sont déterminés par des enchères de capacité explicites

Avant le Brexit, le marché de l’électricité britannique était couplé aux marchés européens via le mécanisme de couplage unique de l’électricité au jour pour le lendemain (SDAC). Les marchés de l’électricité au jour pour le lendemain de chaque zone étaient organisés simultanément et la capacité des interconnexions était allouée implicitement.

Les bourses de l’électricité utilisaient un algorithme pour déterminer les flux optimaux, en prenant en compte l’offre et la demande de chaque marché ainsi que la capacité disponible sur les interconnexions. Ainsi, les interconnexions exportaient lorsque les prix au jour pour le lendemain étaient plus élevés en Europe et importaient lorsque les prix étaient plus élevés au Royaume-Uni, avec de rares exceptions.

Depuis le Brexit, le marché britannique ne fait plus partie du SDAC et la capacité de la plupart des interconnexions est désormais allouée explicitement. Cela signifie que des enchères de capacité sont organisées, de façon similaire aux enchères du marché de l’électricité. Les opérateurs achètent des droits de capacité pour une certaine puissance lors d’enchères allant du long terme à l’intraday.

Une fois les droits de transmission obtenus, les opérateurs achètent et vendent de l’électricité de part et d’autre de l’interconnexion et ‘nominent’ leurs flux. La nomination informe l’exploitant de l’interconnexion de la quantité de capacité vendue qui sera effectivement utilisée.

Le gestionnaire du système électrique (ESO) peut ajuster en temps réel les flux finaux sur les interconnexions à partir des positions nominées par les opérateurs. Pour cela, l’ESO dispose d’accords avec les parties prenantes des interconnexions, similaires au Balancing Mechanism, mais distincts sur le plan opérationnel.

Pour en savoir plus sur la structure et le calendrier des marchés de gros de l’électricité en Grande-Bretagne, consultez notre article explicatif.

L’allocation explicite de capacité peut entraîner une sous-utilisation et des flux contre-intuitifs

Les enchères de capacité au jour pour le lendemain sur les interconnexions à allocation explicite se clôturent avant les marchés de l’électricité au jour pour le lendemain. Ainsi, les opérateurs doivent s’appuyer sur une prévision de l’écart de prix entre la Grande-Bretagne et l’Europe pour enchérir sur la capacité d’interconnexion.

Si cette prévision s’avère incorrecte, les opérateurs perdent leurs enchères sur le marché au jour pour le lendemain et ne nominent pas de flux pour leurs droits de capacité. S’ils ne peuvent pas revendre ces droits, la capacité d’interconnexion risque d’être sous-utilisée.

Autrement, les opérateurs peuvent sécuriser à l’avance des contrats d’achat et de vente d’électricité sur différents marchés pour limiter ce risque. Les prix sur ces marchés peuvent différer sensiblement du prix au jour pour le lendemain. Cela peut conduire à des flux contre-intuitifs, où l’électricité circule à l’opposé du gradient de prix du marché au jour pour le lendemain.

La capacité des interconnexions vers la Norvège et l’Irlande reste allouée implicitement

La capacité sur les interconnexions avec la Norvège et l’Irlande reste implicitement allouée, bien que selon des mécanismes différents. Entre la Grande-Bretagne et l’Irlande, la capacité est attribuée lors d’enchères intrajournalières simultanées — Intraday 1 et Intraday 2 — organisées sur EPEX au Royaume-Uni et SEMOpx en Irlande. Entre la Norvège et la Grande-Bretagne, la capacité est allouée sur la base des enchères Nord Pool au jour pour le lendemain de chaque marché.

Les interconnexions contribuent à homogénéiser les prix en Europe

Les opérateurs achètent de l’électricité sur les marchés les moins chers pour l’acheminer via les interconnexions vers les marchés plus chers et profitent de l’écart de prix. Cela augmente l’offre sur le marché le plus cher, ce qui peut faire baisser les prix, car il n’est plus nécessaire de recourir à des producteurs marginaux plus coûteux. Sur le marché le moins cher, en revanche, les prix peuvent augmenter, car de nouveaux producteurs sont sollicités.

L’équilibre entre ces deux effets détermine en grande partie les flux d’interconnexion. Si les interconnexions fonctionnent souvent à pleine capacité, elles peuvent aussi être partiellement utilisées, jusqu’à ce que les prix s’alignent entre les deux marchés.

Les flux partiels sont plus fréquents entre des marchés aux prix similaires. Par exemple, la liaison North Sea avec la Norvège importe à pleine capacité 46 % du temps, en raison des prix bas du marché NO2.

Au Royaume-Uni, les interconnexions font généralement baisser les prix

Comme les prix en Grande-Bretagne sont en moyenne plus élevés que dans la plupart de l’Europe, les interconnexions font généralement baisser les prix ici, car de grands volumes d’électricité moins chère peuvent être importés lors des périodes de forte demande.

Par exemple, lors d’un pic de consommation en soirée, le prix peut être fixé par une centrale à cycle combiné à faible rendement à 90 £/MWh. Si les prix en Europe sont inférieurs, les interconnexions importent à pleine capacité. Cela réduit la production nécessaire et permet de passer à des centrales à rendement plus élevé, avec un prix inférieur à 80 £/MWh. Cette baisse du prix de pointe réduit l’écart de prix journalier disponible au Royaume-Uni.

Lorsque la production éolienne est élevée, l’électricité peut être exportée. Si les prix sont nettement plus élevés en Europe et que la production éolienne marginale est insuffisante au Royaume-Uni, cela peut parfois faire monter les prix localement, car des centrales à gaz marginales doivent être sollicitées pour répondre à la demande accrue.

Le Royaume-Uni est actuellement importateur net d’électricité, mais cela pourrait bientôt changer

Actuellement, le Royaume-Uni importe environ trois fois plus d’électricité qu’il n’en exporte.

À mesure que le Royaume-Uni développe sa capacité éolienne, les prix bas deviendront plus fréquents lorsque la production éolienne excédera la demande. Nous anticipons que le pays deviendra exportateur net d’électricité d’ici 2030.

À terme, de nouvelles interconnexions seront essentielles pour atteindre la neutralité carbone, car elles permettront aux pays de partager et diversifier leurs sources d’énergie renouvelable — permettant par exemple au Royaume-Uni d’exporter vers la Norvège quand il y a du vent, et d’importer de l’hydroélectricité quand il n’y en a pas.