Transelectrica paiera les usines qui consomment moins aux heures de crise

L’État s’achète désormais la tranquillité sur le réseau en payant les gros consommateurs pour qu’ils consomment moins précisément aux heures où l’énergie vient à manquer. L’Autorité nationale de régulation dans le domaine de l’énergie (ANRE) a publié le même jour deux arrêtés : le n° 54/2026, au Journal officiel de la Roumanie n° 707, qui approuve le règlement du mécanisme de flexibilité de la consommation dispatchable, et le n° 55/2026, au Journal officiel de la Roumanie n° 711, qui modifie les règles de désignation de l’opérateur du marché de l’électricité. Tous deux prolongent la série de réglementations par lesquelles le marché de l’énergie se prépare aux nouvelles capacités qui entrent dans le système.

Le premier arrêté répond à un problème simple. Lorsque la production ne couvre pas la consommation, le gestionnaire de réseau de transport dispose de deux solutions : amener davantage d’énergie, ce qui n’est pas toujours possible, ou réduire la demande. Jusqu’à présent, la réduction de la demande n’avait pas de mécanisme de marché propre en dehors du marché d’équilibrage.

Le second arrêté est administratif, mais l’enjeu est réel : les bourses de l’énergie qui administrent le marché journalier ont besoin d’une désignation valable en tant qu’opérateur désigné du marché de l’électricité, connu sous l’acronyme européen NEMO. Jusqu’à présent, le renouvellement passait par la même procédure que la première désignation.

Toujours sur le marché de l’énergie, le Parlement a relevé le 28 août l’avance que l’État verse aux fournisseurs, de 40 % à 60 %.

Les effets concrets

Le premier effet est l’apparition d’un marché nouveau. Le gestionnaire de réseau de transport (GRT) achète le service par des enchères quotidiennes auprès des consommateurs dispatchables, des agrégateurs et des fournisseurs qui participent au marché journalier et qui ont signé volontairement le contrat-cadre.

Le deuxième effet est la condition d’entrée. Ne sont éligibles que les clients finals dont les sites de consommation disposent de compteurs permettant la transmission des données à distance. Ne peuvent pas participer ceux qui sont déjà qualifiés comme fournisseurs de services d’équilibrage et qui participent au marché des services d’équilibrage.

Le troisième effet tient au moment de l’activation. Le mécanisme ne se déclenche qu’en situation de crise : pénurie nationale de ressources, crise régionale ou européenne, longues périodes de gel ou de canicule, tempêtes et inondations qui mettent hors service des capacités importantes pendant plus de 3 jours, indisponibilité de longue durée de lignes d’interconnexion, ou d’autres situations identifiées par le Dispatching énergétique national.

Le quatrième effet est la limite de durée. Le mécanisme ne peut être utilisé que pendant la durée strictement nécessaire, sans dépasser un mois. Une nouvelle période exige une nouvelle analyse.

Le cinquième effet est le calendrier quotidien de l’enchère. Le gestionnaire publie le besoin deux jours avant le jour de livraison, à 10:00, heure d’Europe centrale (CET). Les offres sont transmises jusqu’à 9:00 la veille de la livraison. La liste des participants retenus est publiée jusqu’à 13:00 et la liste des offres activées jusqu’à 16:00.

Le sixième effet est la forme de l’offre. Chaque offre est un couple prix-quantité, le prix étant exprimé en lei par MW, nombre positif à deux décimales, et la quantité minimale offrable est de 0,5 MW. Les offres sont classées par ordre croissant de prix, dans l’ordre de mérite, et le gestionnaire les retient dans cet ordre jusqu’à couvrir le besoin.

Le septième effet est la vérification physique. La réduction promise est comparée à la consommation effectivement mesurée le jour de livraison. Si la somme des consommations mesurées est inférieure ou égale à la consommation de référence diminuée de la réduction engagée, le participant est payé au prix de sa propre offre. Sinon, il ne reçoit rien.

Le huitième effet oblige les fournisseurs et les agrégateurs à disposer de contrats écrits avec les clients finals, prévoyant les conditions de participation, les modalités d’activation, les droits et les obligations des parties, la manière dont la flexibilité est vérifiée et, explicitement, la manière dont l’avantage financier parvient au client final.

Le neuvième effet est le coût. Les dépenses du gestionnaire de réseau de transport pour l’achat de ce service sont reconnues comme des coûts dans le calcul du tarif d’achat des services système, autrement dit elles se retrouvent sur la facture de tous.

Un autre coût du réseau se partage désormais par quarts d’heure, là où le calcul était annuel : les pertes supplémentaires du réseau de 110 kV se répartissent à chaque intervalle de règlement de 15 minutes, et la somme mise à la charge des producteurs entre dans le tarif de distribution.

Le dixième effet vient du second arrêté. La bourse de l’énergie qui détient déjà un mandat d’opérateur désigné dépose la demande de redésignation au moins 60 jours avant l’expiration, avec des déclarations sur l’honneur concernant les modifications intervenues, et le nouveau mandat est accordé pour 4 ans.

Ce qui change par rapport à la situation antérieure

Le premier changement est que la réduction de consommation devient un produit doté d’un prix. Jusqu’à présent, la consommation dispatchable pouvait être réduite par des dispositions opérationnelles, elle n’était pas achetée sur le marché à celui qui propose le tarif le plus bas.

Le deuxième changement est l’introduction d’un filet contre les offres de complaisance. Le gestionnaire vérifie si la puissance offerte à la réduction est couverte par ce que le participant achète effectivement sur le marché journalier, par la condition que l’offre ne dépasse pas la valeur de référence. Celui qui offre plus qu’il ne consomme habituellement ne passe pas le filtre.

Le troisième changement est l’obligation de transparence du gestionnaire de réseau de transport, qui doit élaborer par consultation publique et publier la procédure d’application, le contrat-cadre et le format des offres, dans un délai de 3 mois à compter de la publication du règlement.

Le quatrième changement vient de l’arrêté n° 55/2026 et concerne la fenêtre de dépôt. Les opérateurs qui ne détiennent pas de désignation en vigueur ne peuvent déposer une demande que dans la période du 1er juin au 31 août de chaque année. Le texte antérieur de l’art. 9 al. (1) a été remplacé par cette formulation.

Le cinquième changement est la procédure de redésignation elle-même, dix articles nouveaux, de l’art. 12^1 à l’art. 12^10. Les règles des art. 9 à 12, celles de la première désignation, ne s’appliquent plus aux opérateurs qui renouvellent leur mandat.

Le sixième changement concerne la documentation de renouvellement. À la place du dossier complet, l’opérateur dépose des déclarations sur l’honneur : qu’aucune modification n’est intervenue par rapport à la documentation initiale ou, si des modifications sont intervenues, les versions actualisées des documents, avec l’indication de ce qui a changé ; que les accords d’allocation des capacités interzonales sont en vigueur et qu’il y a adhéré ; et, s’il utilise les services d’un autre opérateur désigné, que ce contrat est valable.

Ce qui ne change pas, c’est le critère de fond. Pour la redésignation, l’opérateur doit être titulaire de la licence d’administration des marchés organisés de l’électricité et continuer à remplir, cumulativement, les critères de l’art. 6 al. (1) du règlement européen relatif à l’allocation des capacités et à la gestion de la congestion.

Avantages et inconvénients

Conseils pratiques

Questions fréquentes

Erreurs et incohérences dans le texte publié

Analyse de la rédaction