Comment le marché du lendemain (Day-Ahead Market - DAM) du Pool Énergétique de l'Afrique de l'Est (PEAE) est-il structuré et comment les prix de compensation du marché sont-ils déterminés ?
Le Marché du Lendemain (DAM) du Pool Énergétique de l'Afrique de l'Est (PEAE) marque une transition massive des contrats bilatéraux rigides et à long terme vers un marché régional de l'électricité concurrentiel et à court terme. Il fonctionne comme une plateforme centralisée d'enchères aveugles où les services publics membres peuvent acheter et vendre de l'électricité pour le lendemain, en fonction de la disponibilité en temps réel et de l'efficacité économique.
Castalia Advisors
Le cadre structurel du DAM et la mécanique mathématique de compensation des prix fonctionnent comme suit :
1. Structure du marché et organes de gouvernance clés
Le DAM du PEAE fonctionne comme un marché spot centralisé et horaire, géré par une structure de gouvernance coordonnée à plusieurs niveaux :
[Conseil Réglementaire Indépendant (CRI)] –> Définit la politique et les règles du marché
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[Opérateur de Marché Organisé Centralement] –> Gère le moteur de négociation et compense le marché
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[Zones de Contrôle Nationales (TSO)] –> Soumet les limites du réseau et expédie l'électricité
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[Participants au Marché (GenCos/DisCos)] –> Soumet les offres de prix/volume horaires
- L'Opérateur de Marché (OM) : Basé dans le centre de marché régional désigné en Égypte, l'OM administre les plateformes informatiques et de négociation centralisées. Il reçoit toutes les offres, exécute le logiciel de compensation du marché, calcule les prix et gère les règlements financiers par l'intermédiaire d'une banque de règlement régionale.
- Les Opérateurs de Système / Opérateurs de Réseau de Transport (TSO) : L'opérateur de réseau national de chaque pays (comme Kenya Power ou Ethiopia Electric Power) gère sa propre Zone de Contrôle. Les TSO n'achètent ni ne vendent d'électricité eux-mêmes ; au lieu de cela, ils calculent et soumettent la Capacité de Transfert Disponible (ATC) pour les interconnexions transfrontalières à l'OM avant l'ouverture des enchères.
- Participants au Marché : Les services publics validés et détenus par l'État et les producteurs d'électricité indépendants agréés (IPP) agissent en tant qu'acheteurs (sociétés de distribution/DisCos) et vendeurs (sociétés de production/GenCos).
- Conseil Réglementaire Indépendant (CRI) : L'organe réglementaire indépendant du PEAE qui examine les données du marché, garantit la transparence et atténue les comportements d'enchères anticoncurrentiels ou la manipulation du marché.
2. Calendrier de négociation (Flux de travail du lendemain)
Le DAM exécute un cycle strict et automatisé de 24 heures pour établir le programme de dispatch pour le jour d'exploitation suivant :
- Ouverture des portes et publication de l'ATC : Les TSO évaluent la sécurité du réseau et les contraintes des lignes, soumettant les flux de puissance transfrontaliers maximaux autorisés (ATC) à la plateforme de négociation.
- Fenêtres d'enchères : Les participants au marché se connectent à l'interface de négociation du PEAE et soumettent des offres horaires pour les 24 heures de la journée à venir. Les vendeurs indiquent le prix minimum qu'ils accepteront pour produire un volume spécifique de MW, tandis que les acheteurs indiquent le prix maximum qu'ils sont disposés à payer.
- Clôture du marché et exécution de l'optimisation : La plateforme de marché ferme aux soumissions. Le moteur de trading exécute un algorithme d'optimisation haute performance qui met en relation les acheteurs et les vendeurs à l'échelle mondiale sur l'ensemble du pool interconnecté.
- Publication des résultats : Les engagements financiers et les programmes d'expédition physique sont envoyés aux participants et aux gestionnaires de réseau nationaux pour mise en œuvre.
3. Comment les prix de compensation du marché (MCP) sont déterminés
Le marché journalier de l'EAPP repose sur un système compétitif de dispatch économique basé sur le mérite au format d'une enchère fermée à prix unique.
Étape 1 : Agrégation des courbes
Pour chaque heure de la journée d'exploitation suivante, le logiciel de l'opérateur du marché regroupe toutes les offres d'achat et de vente de la région interconnectée pour construire deux courbes principales :
- La Courbe d'Offre (Ordre de Mérite) : Générée en classant toutes les offres de production du plus bas coût (par exemple, hydroélectricité à coût marginal nul de l'Ouganda ou géothermie du Kenya) au plus élevé (par exemple, centrales au diesel ou au fioul lourd).
- La Courbe de Demande : Générée en classant les enchères des acheteurs du prix le plus élevé au plus bas.
Étape 2 : Détermination du prix de compensation du marché sans contrainte
Dans un scénario hypothétique avec une capacité de transmission illimitée, le prix de compensation du marché (MCP) est déterminé exactement là où la courbe d'offre agrégée croise la courbe de demande agrégée. Ce point maximise le bien-être social (le bénéfice économique total pour tous les acheteurs et vendeurs combinés).
Chaque unité de production dont la production est inférieure à ce point d'intersection est sélectionnée pour produire de l'électricité, et chaque acheteur dont la consommation est inférieure est sélectionné pour la consommer. Selon les règles standard du pool, un prix marginal unique et uniforme est payé à tous les fournisseurs sélectionnés, quelle que soit la faiblesse de leur offre initiale.
Étape 3 : Gestion des goulots d'étranglement structurels (Scission du marché)
En réalité, les réseaux électriques sont confrontés à des limitations physiques. Si une quantité massive d'électricité bon marché provenant d'Éthiopie veut transiter vers le sud du Kenya et de la Tanzanie, elle peut dépasser les limites thermiques ou de stabilité maximales des lignes HVDC de 500 kV ou 400 kV.
Lorsque cette limite transfrontalière est atteinte – un scénario connu sous le nom de congestion du réseau – le moteur de l'EAPP déclenche la Scission du marché :
- Le pool unique se divise en zones d'enchères isolées.
- Le logiciel exécute des calculs de prix distincts pour la région d'exportation et la région d'importation.
- La région d'exportation (par exemple, Éthiopie/Ouganda), débordant d'une production à faible coût qu'elle ne peut plus exporter, connaît une baisse de son prix de compensation du marché local.
- La région d'importation (par exemple, Kenya/Tanzanie), manquant d'importations bon marché, doit activer ses unités de production nationales plus coûteuses, ce qui fait augmenter son prix de compensation du marché local.
La disparité des prix entre ces zones reflète directement le coût économique de la congestion du réseau, envoyant un signal financier clair aux comités de planification de l'EAPP indiquant exactement où de nouvelles lignes de transmission doivent être construites pour réduire davantage les coûts régionaux de l'électricité.