MODÈLE GÉNÉRAL DE CALCUL DE LA CAPACITÉ DE TRANSFERT .../media/files/Elia/Products-and-services/Crossborder2/... · 27/06/2013 Modèle général de calcul de la capacité de transfert

MODÈLE GÉNÉRAL DE CALCUL DE LA CAPACITÉ DE

TRANSFERT TOTALE ET DE LA MARGE DE FIABILITÉ DE

TRANSPORT

MODÈLE APPLIQUÉ AUX FRONTIÈRES BELGES POUR LES

CAPACITÉS JOURNALIÈRES

20/11/2014

27/06/2013 Modèle général de calcul de la capacité de transfert totale pour les capacités journalières 2/26

Table des matières Introduction ....................................................................................................... 3 1. Calcul individuel de la capacité de transfert commerciale (étape 1) ......... 8

1.1. Définir la situation de référence (base case) en semaine-1 (W-1) ........ 8 1.1.1. Mises hors service CWE ...................................................................... 8 1.1.2. Loop flows attendus ........................................................................... 8 1.1.3. Prévisions éoliennes et solaires ........................................................... 9 1.1.4. Câble IFA/BritNed .............................................................................. 9 1.1.5. Situation N-1 .................................................................................... 9 1.1.6. Capacité thermique des éléments du réseau en fonction de la saison ....... 9

1.2. Calcul des capacités journalières en semaine-1 .................................. 10 1.3. Calcul des NTC en D-2 et extrapolation vers les 24 valeurs NTC .......... 12

1.4. Différences/évolutions entre W-1 et D-2 .................................................12 1.5. Éléments concrets ................................................................................13

1.6. Processus D-2 pour le couplage de marché : ....................................... 14 1.6.1. Étapes de calcul pour chaque frontière ................................................14 1.6.2. Capacité d'importation totale .............................................................14 1.6.3. Interdépendance des frontières ..........................................................15

2. Création de combinaisons de capacités (étape 2) ................................... 16 3. Création d'un modèle de réseau commun (étape 3) ............................... 18 4. Calculs de réseau décentralisés (étape 4) .............................................. 20 5. Adaptation coordonnée des capacités (étape 5) ..................................... 22 6. Des NTC aux ATC (étape 6) ..................................................................... 24


Introduction Ce document décrit le modèle général utilisé pour le calcul de la capacité de transfert

journalière (NTC : Net Transfer Capacity) et de la marge de fiabilité de transport (TRM :

Transmission Reliability Margin) aux frontières nord et sud de la Belgique. Ce modèle a

été soumis par Elia System Operator (« Elia ») à la CREG pour approbation, en

application de l'article 15.2 du Règlement (CE) n° 714/2009, de l'article 5.2 des

Orientations reprises à l'annexe 1 de ce Règlement et de l'article 23, §2, 40° de la loi du

29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité.

Ce modèle entre dans le cadre d'une approche coordonnée des gestionnaires de réseau

de transport concernés1 (via le CSM Group2) en application du protocole d'accord entre

les ministres du Pentalateral Energy Forum, les régulateurs, les gestionnaires de réseau

de transport, les bourses de l'énergie et les acteurs du marché de la région CWE, et a

déjà été présenté aux régulateurs CWE par le « joint project », notamment dans le cadre

de ce Pentalateral Energy Forum. Ce couplage de marché entre les pays CWE (Central

West Europe : Benelux, France et Allemagne) est entré en vigueur le 9 novembre 2010.

Les calculs des capacités de transfert annuelles et mensuelles, les hypothèses concernant

leur marge de fiabilité, la répartition de la capacité entre différents horizons de temps

(année, mois, jour) et l'allocation de capacité et la manière dont elle est utilisée sortent

du cadre de ce document.

La capacité commerciale d'une interconnexion transfrontalière correspond à la

transaction maximale (importation ou exportation) qui peut avoir lieu entre deux pays

ayant une frontière commune.

1 Elia (BE), TenneT (NL), Creos (LUX), RTE (FR), Amprion, ENWB et Transpower (DE).

2 CSM ou Congestion & Security Management Group : concertation périodique entre les GRT Elia, TenneT BV,

TenneT GmbH, Amprion Swissgrid, National Grid, 50Hertz et RTE, à laquelle s'ajoutent les initiatives de

coordination régionales Coreso et SSC.


Les différents concepts qui priment pour ce modèle sont3 :

Total Transfer Capacity (TTC) : la capacité commerciale maximale ou capacité

de transfert totale qui est disponible pour l'échange d'électricité entre des réseaux

situés dans des zones géographiques voisines, tenant compte des loop flows

prévus (cf. §1.1.2), sans que la sécurité du réseau ne soit compromise et sous

réserve de faits ou d'éléments d'information qui seraient portés à la connaissance

du gestionnaire de réseau par les acteurs du marché ou par d'autres gestionnaires

de réseau. Cette capacité commerciale est définie de manière telle que la sécurité

du réseau soit couverte dans toutes les situations « N-1 ». En d'autres termes,

lors d'une perte inattendue d'un élément important du réseau, cette capacité de

transfert est toujours garantie.

Transmission Reliability Margin (TRM) : la TRM, ou marge de fiabilité de

transport, est la réserve minimale dont doit disposer le gestionnaire de réseau sur

les liaisons transfrontalières afin de pouvoir assurer la sécurité du réseau en cas

d'urgence ou, le cas échéant, en faisant appel aux réserves des gestionnaires de

réseau de transport voisins.

Net Transfer Capacity (NTC) : la capacité disponible pour les transactions

commerciales. Elle est identique à la capacité de transfert totale, moins la marge

de fiabilité de transport.

NTC = TTC – TRM.

Available Transfer Capacity (ATC) : la capacité commerciale restante après

soustraction à la NTC des transactions déjà nominées. Après application aux

capacités de transfert journalières, on obtient les D-1 ATC (capacités day ahead

3 Voir aussi le document « Capacités d'interconnexion à la frontière franco-belge » (du 24 février 2009) publié

sur le site Internet de RTE en sa qualité de Joint Auction Operator et valable jusqu'au 9 novembre 2010.

(http://clients.rte-france.com/lang/an/clients_traders_fournisseurs/services_clients/inter_france_belgique.jsp).

http://clients.rte-france.com/lang/an/clients_traders_fournisseurs/services_clients/inter_france_belgique.jsp

http://clients.rte-france.com/lang/an/clients_traders_fournisseurs/services_clients/inter_france_belgique.jsp


ou jour–1) en déduisant les nominations nettes à long terme (annuelles,

mensuelles) de la NTC.

ATC = NTC – nominations nettes à LT.

Le calcul des capacités de transfert est réalisé pour un horizon annuel, mensuel et

journalier. Dans ce modèle, on aborde uniquement la méthode de calcul journalier.

Le résultat de ce calcul consiste en 24 capacités de transfert par jour, par frontière et par

sens. Le processus de calcul de ces capacités commerciales est un processus entièrement

coordonné avec les gestionnaires de réseau de transport concernés. Ce processus

coordonné comprend une série de tâches qui ont lieu au niveau local (c.-à-d. sous la

responsabilité des gestionnaires de réseaux individuels concernés) et une série de tâches

qui se font de manière coordonnée (c.-à-d. sous la responsabilité d'une seule entité qui

gère le Common System). L'allocation de ces capacités commerciales journalières se fait

implicitement via le couplage de marché CWE.

Lors d'une première étape, les capacités de transfert sont calculées par chaque

gestionnaire de réseau de transport séparément. Pour calculer les capacités de transfert

journalières, il convient de prendre une série d'hypothèses permettant de simuler des

situations de réseau réalistes susceptibles de déboucher sur la capacité commerciale

disponible. Ces hypothèses sont émises en analysant des situations de réseau historiques

et en estimant la chance qu'elles se présentent à nouveau au cours de la période

considérée. Pour pouvoir autoriser la capacité au cours des heures du jour en question,

l'aspect de sécurité du réseau N-1 doit être respecté et ces hypothèses doivent se baser

sur les circonstances les moins optimales. Lors de circonstances plus favorables, la

capacité sera donc plus grande. Les éléments suivants peuvent également avoir un

impact plus ou moins grand sur la capacité de transfert (belge) :

la saison : en hiver, les lignes aériennes sont mieux refroidies et peuvent

transporter plus d'électricité ; en été, il y a une capacité thermique plus basse des

éléments de transport.

la maintenance des infrastructures : les mises hors service d'éléments du réseau

et de production pour la réalisation de travaux au réseau électrique ou au parc de

production (maintenance/travaux centrales/transport).

les échanges entre l'Europe continentale et le Royaume-Uni via les câbles HVDC.

Lors d'une deuxième étape, les capacités de transfert sont renvoyées à une entité

centrale (il s'agit d'une responsabilité tournante, à laquelle Coreso participe) qui générera

à son tour différentes combinaisons de capacités. Celles-ci sont alors à nouveau mises à

disposition des gestionnaires de réseau de transport.


Au cours d'une étape parallèle, un modèle de réseau commun est créé par une entité

centrale, qui constituera la base d'une analyse de sécurité du réseau des différentes

combinaisons de capacités.

S'ensuivent alors ces analyses de sécurité du réseau décentralisées, dont le résultat est

utilisé pour effectuer ou non une correction coordonnée des capacités de transfert sur la

base d'algorithmes fixes, par lesquels les corrections requises sont réparties entre les

frontières CWE, selon l'impact sur les congestions détectées. Cette correction éventuelle

a finalement pour résultat une valeur NTC, ce qui donne une valeur finale pour l'ATC,

après soustraction des nominations à long terme. La capacité nominée à long terme est

ainsi garantie.

Le schéma ci-dessous illustre ce processus :

Étape 1 : par chaque gestionnaire de réseau de transport CWE

calcul individuel de la capacité de transfert (D-2 NTC)

Étape 2 : par le Common System

création de combinaisons de capacité (NTC Consolidation)

Étape 3 : par Coreso

création d'un modèle de réseau commun (D-2CF Merging)

Étape 4 : par chaque gestionnaire de réseau de transport CWE

calculs de réseau décentralisés (NTC Verification)

Étape 5 : par le Common System adaptation coordonnée des capacités (NTC Adjustement)

Étape 6 : par le Common System des NTC aux ATC (ATC Calculation)

Eli

a

ATC

Net

positions

D-2 D-1

Possible reduction D-2 NTC

D-2CF

NTC consolidation

+ D-2CF Merging

NTC

verification

NTC Adjustment +

ATC Calculation

Net Position

Validation

Capacity Allocation

TS

O

co

mm

on

PX


Les tâches mentionnées dans le paragraphe précédent doivent être réalisées avant que les délais

suivants soient expirés.

Tâche Exécuteur Délai

Étape 1 : envoyer D-2 NTC Elia et les autres gestionnaires de réseau de transport CWE

19h00 D-2

Étape 1 : envoyer D-2CF Elia et les autres gestionnaires de réseau de transport CWE

19h00 D-2

Étape 2 : faire correspondre + envoyer NTC

Common System 20h00 D-2

Étape 3 : publication merged D-2CF Coreso 20h00 D-2

Étape 4 : envoyer green/red flag Elia et les autres gestionnaires

de réseau de transport CWE

9h30 D-1

Étape 5 : réduire + envoyer NTC Common System 9h48 D-1

Étape 6 : calculer + envoyer ATC Common System 9h53 D-1

Les tâches réalisées par le Common System ou par Coreso sont mentionnées pour illustration pour indiquer quand les différents résultats, envoyés par eux, sont disponibles.

Pendant la période hivernale 2014/2015, qui s'étend jusqu'au 31 mars 2015, cette

procédure sera complétée des actions spécifiques décrites à l'annexe 1, l'objectif étant

d'éviter tout délestage en Belgique.


1. Calcul individuel de la capacité de transfert commerciale (étape 1)

Cette étape explique la manière dont Elia calcule quotidiennement les 24 capacités de

transfert pour les frontières nord et sud. Parallèlement à cela, les autres gestionnaires de

réseau de transport calculent aussi les capacités de transfert pour leurs frontières. Les

méthodes de calcul des autres gestionnaires de réseau de transport dans la région CWE

ne sont pas reprises dans ce document.

1.1. Définir la situation de référence (base case) en semaine-1

(W-1)

La définition de la situation de référence (base case) a lieu le vendredi précédant la

semaine (vendredi W-1). La coordination entre les gestionnaires de réseau de transport

de la région CWE a lieu lors de cette étape, surtout pour définir des hypothèses

cohérentes, via la WOPT (weekly operational teleconference) et les échanges de données

correspondants.

La définition d'une situation de référence se fait en trois étapes.

1. Elia choisit une situation de réseau comparable (même saison, même

température, le parc de production disponible, etc.) qui servira de base au calcul

de la capacité. Pour chaque jour type de la semaine suivante (jour ouvrable,

samedi et dimanche), on choisit un fichier de référence qui donne un aperçu du

réseau belge tout entier dans le passé, en tenant compte des spécificités de la

semaine à venir. En effet, pour chaque jour du passé, la situation de réseau

historique est disponible sous forme d'un fichier (au format DACF) contenant des

informations sur la topologie du réseau, sur le parc de production, sur la charge et

sur l'importation/exportation par zone. Nous appelons ce fichier le « fichier de

référence ».

2. Vu que les fichiers ne coïncident jamais à 100 %, ces fichiers de référence sont

adaptés à la situation de réseau de la semaine à venir avec par ex. les coupures

prévues.

3. En outre, on tient compte des éléments externes ci-après qui peuvent impliquer

des modifications pour les fichiers de référence choisis. Le cas échéant, le base

case sera adapté.

1.1.1. Mises hors service CWE

Chaque vendredi, les gestionnaires de réseau de transport CWE se mettent d'accord

sur une liste des mises hors service importantes pour la semaine suivante qui ont un

impact sur une ou plusieurs frontières. On dresse une liste de ces situations par

frontière et par sens. Chaque gestionnaire de réseau de transport détermine lui-

même, sur la base de son expérience, quelles sont les situations qu'il analyse. Il peut

ainsi adapter la topologie du base case.

1.1.2. Loop flows attendus

Les loop flows sont des flux réels qui parcourent notre pays. Le volume des loop flows

est donné par la différence entre les flux physiques mesurés aux interconnexions et

les flux attendus sur la base des nominations totales pour ces interconnexions. Les

nominations totales aux interconnexions sont le résultat de la réalisation de

transactions commerciales (nationales et internationales) : lors de transactions


d'achat et de vente, certaines hypothèses sont définies, pour pouvoir réaliser ces

transactions, concernant la voie contractuelle que l'électricité va suivre. Étant donné

qu'en réalité, les flux physiques dépendent de la topologie du réseau, en Belgique et

à l'étranger, et que la localisation exacte de la production et la consommation est

soumise aux lois du marché de l'électricité, une différence apparaît : les loop flows.

Par définition, les loop flows peuvent être mesurés uniquement en temps réel ou

ex post. Il faut donc effectuer une estimation ex-ante pour l'évaluation des capacités

de transfert disponibles. Lors du calcul de capacité décrit dans ce document, on fixe

un base case à D-2, dans lequel une estimation des loop flows est implicitement

incluse.

La présence de transformateurs déphaseurs au sein du réseau belge permet une

meilleure maîtrise des flux. Les valeurs de 1 000 MW dans le sens sud-nord et de

1 200 MW dans le sens nord-sud sont des valeurs-cibles de loop flows qui, dans le

calcul de capacité pour le mois ou l'année, peuvent uniquement être prises comme

hypothèse dans les circonstances les moins optimales (voir ci-après). Ces valeurs ont

été choisies en fonction des flux observés au cours de plusieurs années et compte

tenu d'une situation régionale de sécurité du réseau et d'une bonne collaboration

entre les gestionnaires de réseau de transport, laquelle s'avère nécessaire vu le

contexte de forte interconnexion du réseau.

1.1.3. Prévisions éoliennes et solaires

Dans la mesure du possible, on évalue déjà l'impact de l’éolien (sur une période de

7 jours avec incertitude croissante), tandis que l'impact possible du solaire est évalué

sur une période plus courte étant donné que l'horizon de prévision s'arrête à 3 jours.

1.1.4. Câble IFA/BritNed

Outre les bilans à l'exportation/importation des pays européens qui déterminent les

flux à travers la Belgique, le comportement sur le marché entre l'Europe continentale

et le Royaume-Uni via les câbles IFA et BritNed a aussi un impact direct sur les

valeurs de capacité commerciale belges, en raison de la localisation des câbles.

1.1.5. Situation N-1

Une situation N-1 est un incident potentiel (par ex. la défaillance d'une centrale)

auquel le réseau doit pouvoir résister étant donné la capacité commerciale calculée ( capacité respectant le « N-1 »). Une liste des situations N-1 est tenue à jour et

communiquée sous la responsabilité des gestionnaires de réseau de transport

individuels. Il s'agit là d'une exigence fixée par les règles d'exploitation d'ENTSO-E.

1.1.6. Capacité thermique des éléments du réseau en fonction de la

saison

Le tableau ci-dessous donne un aperçu des périodes exactes couvertes par les

différentes « saisons ». Chaque jour commence à 00h00.

Saison Début Fin Durée Temp.

Min-Max

Hiver 16 novembre 15 mars 4 mois 0-11 °C

Intersaison 1 16 mars 15 mai 2 mois 11-20 °C

Été 16 mai 15 septembre 4 mois 20-30 °C


Plein été En fonction des températures, CT-RT >30 °C

Intersaison 2 16 septembre 15 novembre 2 mois 11-20 °C

Par « plein été », on entend les jours où les températures dépassent les 30 °C. Si les

températures réelles ou annoncées sont supérieures à la température maximale de la

période, des critères plus stricts sont appliqués (pour les études à court terme (CT)

D-1 et en temps réel (RT)) : on utilise alors les limites de la saison dans laquelle les

températures annoncées tombent. Lorsqu'une température de plus de 30 °C est

annoncée, on diminue la limite de 1 % par degré Celsius additionnel. Un System

Engineer peut toujours réévaluer de manière critique une situation spécifique, sur la

base des conditions météorologiques réelles.

Le tableau ci-dessous indique dans quelle mesure la capacité thermique varie en

fonction de la saison, tant pour les lignes que pour les transformateurs.

Saison Lignes Conducteurs

Cu

Câbles Transfos

Hiver 112%Inom 100%Inom 100%Inom 110%Inom

Intersaison 106%Inom 100%Inom 100%Inom 100%Inom

Été 100%Inom 95%Inom 100%Inom 100%Inom

Plein été 90%Inom 90%Inom 100%Inom 90%Inom

La température est un élément important pour la saison et a un impact sur les limites

d'exploitation techniques des éléments du réseau. Ces limites sont reprises dans les

calculs et dans les outils. Elia ne tient cependant pas compte des écarts de

température entre le jour et la nuit, et n'applique pas de valeurs différentes pour le

jour et la nuit en ce qui concerne la capacité physique des lignes. Cette approche ne

convient pas dans une logique d'exploitation qui présuppose la sécurité et la fiabilité

du réseau.

Ces valeurs ne sont en outre utilisées que dans le cadre des calculs liés à la sécurité

du réseau et n'ont pas d'impact sur les NTC calculées.

1.2. Calcul des capacités journalières en semaine-1

À partir du base case par jour type (jour ouvrable, samedi, dimanche), un calcul est

effectué pour chaque jour type, avec, si nécessaire, des calculs supplémentaires pour les

jours ouvrables qui diffèrent.

Selon les hypothèses prises, les fichiers sont configurés de manière à ce qu'un ou

plusieurs fichiers apparaissent pour les jours représentatifs par capacité et sens à

calculer. Les étapes suivantes sont effectuées :

1. Échanges Europe continentale – Royaume-Uni :

Lors du calcul d'une capacité nord-sud, on suppose un échange de 1 500 MW dans le sens EuropeRoyaume-Uni. Lors d'un calcul sud-nord, on prend comme

hypothèse 1 500 MW dans le sens Royaume-UniEurope, conformément à

l'exploitation franco-britannique du câble IFA. Ces valeurs communiquées par RTE

sont en tout cas inférieures à la capacité maximale de 2 000 MW dans les deux


sens. Cette hypothèse est évidemment revue si le câble ou une partie de celui-ci

est hors service.

2. Les mises hors service sélectionnées sont ajoutées (tant les éléments du réseau

que le parc de production). Les situations peuvent également être différentes

pour chaque sens et chaque frontière.

3. On effectue une estimation réaliste des échanges internationaux prévus pour la

semaine à venir sur la base des transactions commerciales, des prévisions de

vent, des prévisions de température, etc., et compte tenu de la situation de

réseau régionale. Comme expliqué au paragraphe 1.1.2, ces échanges

déterminent les loop flows en Belgique. Les hypothèses relatives aux transactions

commerciales comprennent non seulement les transactions nationales (niveaux

de production et de consommation d'un pays), mais aussi les transactions

internationales (niveau d'importation ou d'exportation, et donc les échanges

entre pays).

Après cette phase préparatoire, un seul fichier de calcul est disponible par moment de

référence sélectionné (jour type représentatif ), par frontière et par sens. Chaque fichier

est soumis à une analyse de capacité. Cela donne pour résultat une valeur pour la

capacité de transfert par frontière, par sens et par moment de référence sélectionné.

Cette analyse de capacité est constituée d'une transformation homogène graduelle des

parcs de production ou de la charge qui sont représentatives s pour la frontière en

question. Le parc de production d'une zone est augmenté graduellement (ou la charge

diminuée) pendant que le parc de production d'une autre zone est diminué

graduellement (ou la charge augmentée). Autrement dit, une zone exportera davantage

pendant qu'une autre zone importera un volume identique. Ce powershift graduel via la

méthode GSK continue jusqu'au moment où les flux physiques, qui sont la conséquence

de cette transaction, ont pour effet de surcharger un élément du réseau 380/220 kV

(congestion interne). Cela se fait au moyen d'un algorithme, par lequel on simule l'effet

du fonctionnement du marché sur la sécurité du réseau, via une méthode basée sur les

flux. De cette manière, on obtient une capacité maximale pour une frontière déterminée

dans un sens déterminé, qui peut être garantie pour le moment de référence sélectionné

et pour toutes les situations N-1 considérées.

Si le powershift provoque une congestion interne, on envisage et on teste toutes les

actions correctrices possibles afin de supprimer ce facteur limitatif. Ces mesures peuvent

consister en des modifications topologiques ou des mesures de redispatching. Lorsque

cela est possible, on harmonisera les mesures avec les gestionnaires de réseau de

transport voisins.

Quelques exemples pour la capacité dans le sens sud-nord (FRBE et BENL) :

Augmentation de la production dans la zone de RUIEN lors d'une surcharge des

transformateurs dans les zones de RUIEN et/ou IZEGEM.

Fermeture du couplage jeu de barres dans la zone de DOEL en cas de surcharge

des lignes DOEL – MERCATOR.

Augmentation de la production dans la zone d'ANVERS en cas de surcharge des

transformateurs dans la zone de ZANDVLIET.

Ouverture du couplage jeu de barres dans la zone d'AUBANGE en cas de

surcharge de la ligne AUBANGE – MOULAINE.

Exemples pour la capacité dans le sens nord-sud (NLBE et BEFR) :

Diminution de la production dans la zone COO en cas de surcharge de la ligne

AUBANGE – MOULAINE.

Coupure de la ligne AUBANGE – MOULAINE si la diminution de la production dans

la zone COO ne s'avère pas suffisante.


Les capacités de transfert totales finales par moment de référence sélectionné, par

frontière et par direction sont diminuées de la marge de fiabilité de transport (TRM), ce

qui donne pour résultat les valeurs NTC (les NTC de référence). La valeur utilisée pour la

marge de fiabilité de transport pour les frontières belges est de 250 MW par frontière et

dans les 2 directions .

Pour la frontière nord comme pour la frontière sud, ces calculs sont similaires. On veille

systématiquement à maximiser les capacités en fonction de la méthodologie décrite.

1.3. Calcul des NTC en D-2 et extrapolation vers les 24 valeurs NTC

Les capacités mises à disposition des marchés en day ahead (D-1) sont calculées en D-2

(« jour moins deux »). Jusqu'au matin D-1 (« jour moins un »), il est toutefois encore possible de revoir les capacités en question ( en cas de situation modifiée, d'incidents,

etc.) (cf. étape 4).

En D-2, un processus de calcul NTC semblable à celui de semaine-1 a lieu chaque jour,

sauf que la volatilité des hypothèses diminue. Cela vaut tant pour la frontière nord que

pour la frontière sud, séparément.

Accessoirement, il se peut aussi que les frontières s'influencent mutuellement. Par ex.

lors d'une transaction entre FR et BE, environ 70 % passent de manière effective par la

frontière franco-belge. Environ 30 % passent par la frontière belgo-néerlandaise via

l'Allemagne.

C'est également à ce moment que l'on passera à 24 valeurs NTC par jour, 1 par heure. À

partir de là, on établit deux fichiers D-2CF (un pour 3h30 et un pour 10h30).

1.4. Différences/évolutions entre W-1 et D-2

Étant donné que la tendance générale des échanges commerciaux n'est pas encore

toujours univoque en W-1 et est parfois difficilement évaluable, cet impact sera surtout

pris en compte en D-2.

Les coupures de dernière minute n'ayant pas été prévues en W-1, les adaptations

topologiques et l'impact de la production ou de la non-production de certaines centrales

serviront également d'éléments en D-2 pour déterminer la capacité finale. Outre la

tendance générale des échanges commerciaux, un autre facteur important est le volume

et le sens des loop flows. En D-2 aussi, il est possible de mieux tenir compte des

conditions climatiques générales et des températures, qui peuvent également avoir un

impact important sur le comportement commercial.

D-2 NTC

D-2CF


Nous pouvons citer comme exemple les flux nord-sud importants qui vont de pair avec

des conditions climatiques moins favorables en Europe du Nord. Un pic de froid peut

également donner lieu à des flux importants en direction de la France.

La liaison IFA est prise en compte dans l'évaluation globale de la « pression » totale des

productions qui se trouvent au nord de la France, à proximité de la frontière belge. Cela

s'applique également au câble BritNed et à son impact sur la production dans la zone

Maasvlakte, aux Pays-Bas.

1.5. Éléments concrets

Dans la détermination des capacités D-2, on tient compte de l'impact physique (flux) des

évolutions des paramètres suivants :

Prévision éoliennes et solaires : on pourra ici se référer à nos propres outils de

prévision éoliennes et solaires, aux informations obtenues via nos collègues

gestionnaires de réseau de transport et via Coreso, ainsi qu'aux prévisions que

nous pouvons retrouver par exemple sur windfinder4.

Câble IFA : pour la charge sur IFA, nous nous référons aux informations de RTE

et CORESO (par téléphone).

Échanges programmés à la frontière nord + évolution et tendance (via les

nominations pertinentes les plus récentes).

Échanges programmés à la frontière sud + évolution et tendance (via les

nominations pertinentes les plus récentes).

Charge : évolution et tendance de la charge.

Loop flows : dans les calculs de capacité pour l'année et le mois, on envisage un

« worst case scenario ». En D-2, on réalise un calcul d'optimisation. Le System

Engineer d'Elia se base pour ce faire sur les informations disponibles les plus

récentes : parc de production, éléments du réseau, répartition entre la production

classique et renouvelable en Belgique et à l'étranger, et prévisions de

consommation en Belgique et à l'étranger. Il peut ainsi, en s'appuyant sur son

expertise en la matière, mieux estimer les évolutions et tendances des loop flows

et flux physiques. L'objectif est d'affiner l'ampleur et le sens dominant des loop

flows utilisés comme hypothèse dans les calculs, par rapport à la plage de 1 000 à

1 200 MW choisie en semaine-1 (cf. §1.1.2).

La température : nous l'obtenons par fax de l'IRM.

Coupures et pannes supplémentaires.

La production représentative dans la région CWE, par exemple : Doel,

Tihange, Cattenomb, Gravelines, Chooz B Maasbracht, Maasvlakte.

Le passage à 24 valeurs NTC (1 par heure) a lieu en D-2. En premier lieu, on tiendra

compte du pic et des heures creuses, étant donné que les travaux de maintenance et les

coupures ont surtout lieu pendant la journée et que les éléments qui sont remis en

service pendant la nuit peuvent avoir un impact positif sur la capacité à la frontière.

Ci-dessous se trouve l'explication de la façon dont Elia calcule les capacités et ce dont

elle tient compte lors de ce calcul.

4 http://www.windfinder.com/forecasts/

http://www.windfinder.com/forecasts/

http://www.windfinder.com/forecasts/


1.6. Processus D-2 pour le couplage de marché :

Elia réalise un calcul de capacité pour ses deux frontières. La capacité est calculée par le

biais d'une analyse charge-flux appliquant un powershift, moyennant la prise en

considération de conditions et hypothèses connexes :

les limites saisonnières applicables (hiver, été, plein été, printemps/automne) sur

les éléments du réseau, lignes et transformateurs (cf. §1.1.6)

les travaux de maintenance et/ou les mises hors service prévus pour les travaux

de projet

les loop flows

la sécurité de réseau en N-1

les critères de stabilité

Pour calculer la capacité, on utilise un processus itératif dans lequel on recherche, à

chaque étape répétée, des actions correctrices supplémentaires afin de pouvoir

transporter la capacité tant en situation N qu'en situation N-1.

Dans ce contexte, Elia tient compte des capacités thermiques maximales (c'est-à-dire les

limites saisonnières). Elia planifie donc les activités de projet et de maintenance prévues

en veillant à ce que la capacité commerciale à la frontière soit assurée le plus possible et

en tenant toujours compte des critères saisonniers.

1.6.1. Étapes de calcul pour chaque frontière

1. Les deux gestionnaires de réseau réalisent chacun leur propre calcul de capacité.

Elia applique pour sa part les principes décrits ci-dessus. Les deux gestionnaires

de réseau de transport essaient de maximiser la NTC au moyen du processus

itératif dont nous venons de parler.

2. La valeur calculée qui en découle est ensuite envoyée séparément au Common

System par chacun des gestionnaires de réseau de transport, conformément au

processus CWE.

3. Les capacités envoyées par Elia au Common System se rapprochent des limites

techniques maximales du système. En raison de la topologie et de la configuration

propres à la zone de réglage, la capacité à une frontière peut être différente pour

l'importation et l'exportation.

4. La plus basse des deux valeurs est retenue par le Common System CWE, ce qui

fait que la NTC est garantie pour le système dans son ensemble.

1.6.2. Capacité d'importation totale

Cette capacité d'importation totale est déterminée sur base d'études qui examinent

les limites dynamiques de la zone de réglage belge, dont il ressort qu'une valeur

inférieure à 3 500 MW ne pose pas de problème dans des circonstances normales. En

cas de valeurs supérieures à 3 500 MW, une analyse complémentaire doit être menée

concernant la stabilité de tension.

Le System Engineer d'Elia se base sur une succession de paramètres indicatifs

applicables, tels que la charge dans le bloc franco-belge, les prévisions de

température en Belgique et en France, les flux d'énergie physiques prévus sur les

liaisons les plus critiques et l'énergie disponible (ainsi que sa répartition


géographique) dans le bloc CWE pour décider de la nécessité d'une analyse

complémentaire.

La capacité d'importation totale est répartie sur les deux frontières et adaptée aux

besoins du marché belge en utilisant la direction de marché/les corners dominants,

en tenant compte des critères pour la sécurité du réseau et des flux sécurisés qui en

découlent.

Si les conditions de réseau permettent de libérer une capacité d'importation

supérieure à 3 500 MW sans compromettre le système, cette capacité est libérée. Ce

point ne concerne en aucun cas une congestion ex-ante.

Des analyses dynamiques ont montré que cette limite de 3 500 MW est moins stricte

pendant les intersaisons.

1.6.3. Interdépendance des frontières

À ce niveau, il est clair que la capacité par frontière est maximisée de façon

indépendante.

Dans des situations de transit (principalement), la capacité physique maximale aux

frontières sera le facteur limitatif.

En cas de situation d'importation dominante, c'est surtout la situation de réseau générale

qui sera déterminante : le System Engineer examinera, sur la base des tendances de

marché et des indicateurs disponibles (tels que le loop flow attendu, les températures

extérieures prévues en Belgique et dans les pays voisins, la disponibilité des éléments du

réseau et la situation de réseau générale), si une analyse complémentaire de la capacité

d'importation maximale est nécessaire. Dans la majorité des cas, à l'exception de

situations hivernales extrêmes, la capacité d'importation totale n'est pas un facteur

limitatif : par temps très froid (températures négatives pendant la journée) dans toute

l'Europe et dans une situation de réseau spécifique, il est possible que la capacité

d'importation totale doive être limitée à 3 500 MW en raison de problèmes au niveau de

la stabilité de la tension. Dans ces cas extrêmes, une coordination intensive est mise en

place entre les GRT voisins afin que la capacité d'importation maximale puisse bien être

libérée. En cas d'éventuelle limitation, on tient compte de la direction de marché

dominante, de sorte que la plus grande quantité d'énergie possible puisse être importée.


2. Création de combinaisons de capacités (étape 2) Les 24 valeurs NTC pour D-1 sont envoyées par les différents gestionnaires de réseau de

transport à l'entité centrale. Ainsi, toutes les valeurs pour toutes les frontières sont

visibles par tous les gestionnaires de réseau de transport. L'entité centrale va créer les

différentes combinaisons de NTC qui peuvent se produire simultanément. Si ces

échanges commerciaux extrêmes (semblables aux valeurs NTC) sont possibles sans

mettre en danger la sécurité du réseau, on peut affirmer avec certitude que toutes les

autres combinaisons d'échanges commerciaux seront aussi possibles.

L'exemple suivant est donné pour illustrer ce principe. Dans le cas de deux frontières,

4 « angles » déterminent l'espace bidimensionnel dans lequel les transactions

commerciales peuvent avoir lieu :

Étant donné que la zone CWE compte 4 frontières communes, l'espace

quadridimensionnel a été défini par les « 16 corners » (16 = 24).

NTC consolidation

+ D-2CF Merging


La figure ci-dessous reprend les 16 « corners » possibles pour la région CWE.

2. 3. 4.

6. 7. 8.

10. 11. 12.

14. 15. 16.


3. Création d'un modèle de réseau commun (étape 3) Afin de tester la robustesse des différentes combinaisons NTC, on met chaque jour deux

modèles de réseau communs (un modèle pour les heures de pointe [10h30] et un pour

les heures creuses [3h30]) à disposition des différents gestionnaires de réseau de

transport.

Comme décrit à l'étape 1, tous les gestionnaires de réseau de transport CWE réalisent

deux fichiers D-2CF (un pour 3h30 et un pour 10h30). Ces fichiers contiennent les

hypothèses les plus correctes (= « best estimate ») pour les mises hors service

d'éléments du réseau et d'unités de production, pour les programmes de production,

pour la charge et pour le comportement du marché (estimation des échanges

commerciaux et énergie éolienne). Le tableau ci-dessous donne un aperçu des données

utilisées pour créer un D-2CF pour les jours normaux (certaines règles spécifiques,

harmonisées au niveau CWE, s'appliquent également aux jours fériés).

Day of D-

2CF

delivery

D-2CF

Dataset

Topology Load

Profile

Generatio

n

Program

Wind

Program

Exchange

Program

Sun Tue Tue Tue Tue Tue Mon

Mon Wed Wed Wed Wed Wed Tue

Tue Thu Thu Thu Thu Thu Wed

Wed Fri Fri Fri Fri Fri Thu

Thu Sat Sat Sat Sat Sat Sat week

before

Fri Sun Sun Sun Sun Sun Sun week

before

Sat Mon Mon Mon Mon Mon Fri week

before

Comme décrit à l'étape 2, ces fichiers D-2CF sont mis à disposition sur un serveur

commun au plus tard à 19 heures.

On assemble ensuite ces fichiers au Common CWE Grid Model. En fait, ce modèle est

composé de deux modèles de réseau communs (3h30 et 10h30). Cette étape est

effectuée chaque soir par Coreso, qui fait office de « merging service provider ». Chaque

modèle (partiel) est en partie composé des fichiers D-2CF précités pour les gestionnaires

de réseau de transport CWE et de fichiers DACF pour les gestionnaires de réseau de

transport hors CWE, afin de pouvoir représenter le réseau UCTE complet. Afin de rendre

compatibles ces fichiers DACF avec CWE D-2CF, Coreso doit encore adapter les échanges

NTC

consolidation + D-2CF Merging


programmés du DACF afin d'élaborer une estimation la plus correcte possible. Les règles

(harmonisées au niveau CWE) figurent dans le tableau ci-dessous.

D

(=D-2CF Dataset)

Reference exchange programs

DACF File for Non Participating country

Mon D-3

Sat, Sun D-7

Tue, Thu, Wed, Fri D-1

La figure ci-dessous donne une illustration d'un tel fichier « merged » :

Chaque jour pour 20h00, deux fichiers « merged » sont mis à disposition des différents

gestionnaires de réseau de transport par Coreso. Ces fichiers sont utilisés à l'étape

suivante pour réaliser les analyses de sécurité du réseau sur ces deux modèles de réseau

communs.


4. Calculs de réseau décentralisés (étape 4)

Comme décrit à l'étape 1, il est possible chaque matin (D-1) de revoir les capacités en

question (= en cas de situation modifiée, d'incidents durant la nuit précédente). Ceci

reste toutefois plutôt exceptionnel.

Chaque gestionnaire de réseau de transport effectue la procédure telle que décrite à

l'étape 1 pour ses frontières sur le modèle de réseau commun de l'étape 3. Cela signifie

que tant Elia et RTE que TenneT évaluent à nouveau individuellement les NTC disponibles

afin que chacun propose une valeur. Chaque GRT participant réalise sa vérification de

manière décentralisée.

Chaque gestionnaire de réseau de transport peut alors utiliser deux base cases et

16 corners pour contrôler la sécurité de son propre réseau. Maintenant que deux fichiers

sont mis à disposition avec tous les flux prévus au niveau CWE, il est également possible

d'obtenir une vue précise des loop flows prévus.

Elia décide elle-même quels corners sont les plus pertinents pour ce jour-là ou cette

heure-là. Sur la base de la situation du marché des derniers jours et des derniers mois, il

y a toujours des corners qui sont plus pertinents.

Avec un fichier « merged », pour se déplacer dans un corner déterminé, Elia procède à

une hausse (ou une baisse) homogène des niveaux de production dans les différents

pays (= « powershift »). En d'autres termes, Elia adapte les échanges pour placer le

réseau CWE dans une autre position de marché. Pendant ces calculs, des powershifts

sont réalisés afin d'obtenir dans un premier temps les échanges repris dans le système

entre les autres pays (frontières entre l'Allemagne et la France et entre l'Allemagne et les

Pays-Bas). Simultanément, les valeurs NTC introduites pour la Belgique sont vérifiées

afin d'examiner si les capacités frontalières (NTC) sont encore réalisables.

Ensuite, Elia effectue des analyses de sécurité du réseau afin de déterminer l'ampleur

possible des powershifts avant que des problèmes de sécurité du réseau n'apparaissent

dans le corner concerné (ou situation extrême du marché).

Dans le cas d'un powershift de petite ampleur – quand on veut atteindre un corner

proche de la référence (le modèle de réseau commun D-2CF) – la pertinence des

résultats de l'analyse de sécurité du réseau est grande, car le parc de production et la

distribution de la charge dans le D-2CF se trouvent déjà dans une situation de marché

proche du corner, et donc proche de la limite.

possible reduction NTC verification


Dans le cas d'un powershift de grande ampleur, la pertinence des résultats de l'analyse

de sécurité du réseau est moindre. Nous atteignons des valeurs qui sont plus éloignées

de la référence, c'est-à-dire davantage éloignées des niveaux de production et de charge

et donc de la limite.

Seuls les corners les plus pertinents sont repris dans les calculs ultérieurs. À l'intérieur

d'une zone, les GSK (Generation Shift Keys - voir également le §1.2) sont utilisés pour

simuler au mieux, via un powershift, l'augmentation ou la réduction du parc de

production dans une zone.

Ces calculs de réseau individuels peuvent déboucher sur des « red flags » ou restrictions.

Ces red flags donnent des informations sur les « hot spots » ou surcharges d'éléments du

réseau du gestionnaire de réseau de transport concerné.

Si des restrictions apparaissent, des « parades » éventuelles (adaptations topologiques

préventives ou curatives) sont envisagées dans un premier temps par le gestionnaire de

réseau de transport, en vue de supprimer ces restrictions. La coordination inter-GRT peut

également aboutir à des solutions possibles. Si les restrictions ne peuvent pas être

supprimées, un red flag est envoyé.

L'envoi du red flag peut constituer un trigger pour l'étape 5 (adaptation coordonnée des

NTC) et peut donc aboutir à des réductions de NTC.

Ce processus est représenté schématiquement sur la figure ci-dessous :

Un red flag éventuel peut être envoyé jusqu'à 9h30 (le matin à D-1), même après un

premier green flag (le soir à D-2). Cela donne donc la possibilité au gestionnaire de

réseau de transport de demander une restriction, par exemple quand un incident

imprévu s'est produit pendant la nuit.

peak and

off-peak

basecase

16 NTC

corners

local grid

security

analysis

over local grid

operator/

expert

reduction key

d flags:

rloads,

reduction key

overloads,

reduction

key

common

system

trigger for NTC adjustment


5. Adaptation coordonnée des capacités (étape 5)

Cette étape est réalisée en D-1 après 9h30 par le Common System.

Si un gestionnaire de réseau de transport remarque une surcharge et envoie un red flag,

ce red flag implique une correction NTC pour les heures concernées.

Le corner pour lequel le red flag a été envoyé est défini comme suit :

4 directions (C1, C2, C3, C4)

Avec les NTC respectives (NTC1, NTC2, NTC3, NTC4)

Et les NTCmin (NTC1min, NTC2min, NTC3min, NTC4min), équivalant à zéro si

aucune NTC minimum n'a été définie

FR DE

NL BE

NTCFR=>DE

NTCDE=>NL

NTCNL=>BE

NTCBE=>FR

Corner (FR=>BE, NL=>BE, FR=>DE, DE=>NL)

La surcharge rapportée (= red flag) à un élément spécifique du réseau devrait être

corrigée en adaptant en principe les quatre NTC. Cette adaptation se fait sur la base d'un

critère d'efficacité : les frontières avec le plus gros impact (en termes de sensibilité de

flux) sur l'élément du réseau en question connaîtront la réduction la plus forte.

NTC Adjustment +

ATC Calculation


On appelle « Emax vector » le vecteur avec les 4 réductions NTC individuelles nécessaires.

Nous définissons les 4 Emax :

E1max est une valeur positive (NTC1- E1

max, NTC2, NTC3, NTC4) permettant de

supprimer la congestion,

E2max est une valeur positive (NTC1, NTC2- E2

max, NTC3, NTC4) permettant de


E3max est une valeur positive (NTC1, NTC2, NTC3- E3

max, NTC4) permettant de


E4max est une valeur positive (NTC1, NTC2, NTC3, NTC4- E4

max) permettant de

supprimer la congestion.

Pour calculer les Emax, on se sert des « Power Transfer Distribution Factors » (PTDF) pour

les échanges transfrontaliers. Au moyen de ces « facteurs PTDF », on peut donc réaliser

une estimation de l'impact d'une réduction des échanges commerciaux sur les éléments

surchargés spécifiques. Ce sont les PTDF qui permettent de prendre en compte l'effet

physique d'une nomination commerciale.

Ceci est illustré dans l'exemple ci-dessous.

Dans la figure de gauche, on utilise un des « 16 corners » ou combinaisons pour un

calcul de réseau. Cette combinaison mène à une surcharge sur une ligne entre les Pays-Bas et l'Allemagne de 70 MW dans le sens DENL. Dans ce cas, l'impact de l'échange

entre DE et NL sera par exemple bien plus grand que l'impact d'un échange entre BE et

NL, mais les 4 valeurs NTC seront quand même adaptées en fonction de leur influence

sur l'élément surchargé. Les valeurs adaptées (calculées avec les PTDF) sont indiquées

en rouge.

Si plusieurs red flags sont envoyés pour différents corners ou pour un même corner mais

par différents gestionnaires de réseau de transport, l'algorithme du Common System :

laissera tourner le processus de réduction pour chaque situation, et

sélectionnera la NTC minimale pour chaque frontière/sens.

L'algorithme prend aussi en compte les éventuelles NTCmin et/ou ATCmin pour une

frontière et un sens déterminés.


6. Des NTC aux ATC (étape 6)

La dernière étape est réalisée vers 9h40 en D-1 par le Common System. Les valeurs ATC

sont alors calculées en prenant les valeurs NTC coordonnées moins les valeurs nettes des

nominations à long terme (année, mois).

À ce moment-là en D-1, toutes les nominations à long terme sont connues dans tous les

pays CWE. Les acteurs du marché ont alors explicitement stipulé quels échanges

transfrontaliers ils importeront ou exporteront effectivement.

Ces valeurs ATC constituent en fin de compte les capacités qui sont accordées dans le

cadre du couplage de marché.

ATC

NTC Adjustment +

ATC Calculation


Annexe 1 : procédure spécifique concernant l'adaptation coordonnée des capacités en vue d'éviter tout délestage en Belgique La présente procédure spécifique pour le calcul de la capacité journalière sera applicable

pendant la période hivernale 2014-2015, qui s'étend jusqu'au 31 mars 2015. Cette

procédure inédite a été établie entre Elia, TenneT et RTE, en coordination avec les

gestionnaires de réseau de transport allemands, et concerne le cas exceptionnel où Elia,

dans le but d'éviter tout délestage en Belgique, enverrait un « adequacy flag ».

Une fois un risque de pénurie détecté, Elia informera une semaine à l'avance les autres

GRT ainsi que les centres de coordination via un « Week ahead adequacy flag »5. Deux

jours avant l'éventuelle pénurie, Elia peut envoyer un « D-2 adequacy flag » s'il ressort

des calculs de sécurité réalisés pendant le processus de coordination normal des NTC que

le processus ATC commun normal (red flag) augmente substantiellement le risque de

délestage en Belgique. L'objectif est de permettre une importation belge suffisante et

d'obtenir un résultat sûr pour le couplage de marché en day ahead dans le cas où

l'activation de toutes les mesures disponibles en Belgique ne suffirait pas.

Les premières étapes du processus de calcul D-2 se déroulent selon le processus

classique (cf. § 1.6) : calcul individuel, harmonisation bilatérale, envoi au Common

System et retenue de la valeur la plus basse pour garantir une valeur sûre pour le

système dans son ensemble.

En outre, un processus spécifique a été mis au point entre l'harmonisation bilatérale des

NTC (étape 1) et la vérification CWE coordonnée des NTC (étape 2) :

Si Elia n'envoie pas de « D-2 adequacy flag », toutes les étapes du processus de

calcul sont suivies normalement ; on passe à un processus de vérification NTC

normal et à l'adaptation coordonnée possible des capacités (NTC Adjustement)

Si Elia envoie un « D-2 adequacy flag », Coreso et SSC présenteront à Elia,

TenneT et RTE des NTC optimisées afin qu'une capacité d'importation belge

suffisante puisse être libérée dans le but d'éviter toute pénurie en Belgique, en

tenant compte des limites suivantes :

o Respect des règles relatives à la sécurité du réseau.

o Possibilité pour la France (évaluation par RTE) et les Pays-Bas (évaluation

par TenneT) de livrer cette énergie complémentaire à la Belgique sans pour

autant créer une situation de pénurie dans leur pays.

o Les NTC fournies par les gestionnaires de réseau de transport allemands

concernant leurs frontières sont considérées comme des valeurs

maximales.

o Les capacités annuelles et mensuelles déjà allouées pour chaque frontière

CWE sont considérées comme des valeurs minimales.

Concrètement, compte tenu de l'élément de réseau limitatif identifié dans les études

prévisionnelles de Coreso et de SSC, cela revient à l'adaptation des NTC en vue d'une

augmentation de la production au sud de la Belgique et d'une diminution de la production

aux Pays-Bas et/ou en Allemagne. Les NTC évolueront donc de la manière suivante :

5 Conformément aux informations communiquées au grand public.


diminution coordonnée des NTC de l'Allemagne vers la France et des Pays-Bas

vers l'Allemagne, les capacités annuelles et mensuelles allouées faisant office de

valeurs minimales ;

possibilité d'adaptation de la NTC de la France vers la Belgique et des Pays-Bas

vers la Belgique (en tenant compte de l'impact de l'élément du réseau limitatif, il

peut s'avérer judicieux de diminuer la NTC des Pays-Bas vers la Belgique et

d'augmenter celle de la France vers la Belgique).

On poursuit ensuite avec le processus normal.

Documents

MODÈLE GÉNÉRAL DE CALCUL DE LA CAPACITÉ DE TRANSFERT .../media/files/Elia/Products-and-services/Crossborder2/... · 27/06/2013 Modèle général de calcul de la capacité de transfert