Méthodes de calcul

Elia applique des définitions et méthodes de calcul qui sont définies par ENTSO-E, l’association des gestionnaires de réseau européens.



Total Transfer Capacity (TTC)

Capacité maximale disponible pour l’échange d’électricité entre des réseaux situés dans des zones géographiques voisines sans que la sécurité de ces réseaux ne soit compromise et sous réserve de faits ou d’éléments d’information nouveaux qui seraient portés à la connaissance du gestionnaire du réseau par les acteurs du marché ou les autres gestionnaires de réseau.

Pour obtenir cette valeur, il ne suffit pas d’additionner les capacités de chaque ligne d’interconnexion. En effet, les flux d'électricité se répartissent de manière déséquilibrée entre les différents composants individuels du réseau de transport. Il faut en outre tenir compte du « critère N-1 » (principe suivant lequel le réseau doit rester exploitable même lorsqu'il perd de manière imprévue un élément important, une unité de production ou une liaison).


Méthode d’estimation

Pour calculer la TTC entre deux réseaux, chaque gestionnaire du réseau détermine un ou plusieurs scénarios de base qui correspondent à une situation du système électrique qui s’est présentée au cours des années, mois ou jours précédents. Des simulations visant à évaluer les flux d'électricité au sein du réseau permettent ensuite, au départ de ces scénarios, de déterminer la valeur de la Total Transfer Capacity ou TTC.
 
 Les réseaux européens étant fortement interconnectés, le gestionnaire du réseau prend également en compte les flux d’électricité qui sont susceptibles de parcourir son réseau sans pour autant qu’il en ait été nécessairement informé au préalable. Ces flux d’électricité sont couramment appelés « flux non nominés », « flux de bouclage » ou « flux parallèles ». Ils passent physiquement par le réseau du gestionnaire de réseau mais ne lui ont pas été annoncés (« nominés »). Ils sont le résultat de transactions internationales localisées en dehors de son réseau. Ces transactions sont conclues sans prendre totalement en compte la réalité physique de l’écoulement de l’électricité.
Exemple: un contrat de transport conclu pour une production située en France et une consommation située en Allemagne donnera lieu à un flux d’électricité « non nominé » au travers des réseaux belge, néerlandais et suisse.

Au fur et à mesure qu'on se rapproche du jour sur lequel porte le calcul, les hypothèses sont affinées et les incertitudes réduites. Ceci explique pourquoi les valeurs NTC publiées en J-1 peuvent être supérieures aux valeurs publiées relatives à des périodes plus longues par rapport au jour J.

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Transmission Reliability Margin (TRM)

Réserve minimale dont doit disposer le gestionnaire du réseau sur les liaisons pour pouvoir venir en aide, en cas de besoin, aux autres pays avec lesquels son réseau est directement ou indirectement interconnecté.

Elia prévoit une réserve de 250 MW à chaque frontière pour l’aide mutuelle internationale dans le cadre des règles d’exploitation ENTSO-E, anciennement UCTE (Union pour la Coordination du Transport d’Electricité). Au cas où une ou plusieurs unités de production sont arrêtées de manière inopinée dans un ou plusieurs pays, le manque de production qui en résulte est immédiatement et automatiquement compensé par une augmentation de la production des centrales de tous les autres pays interconnectés. La réserve TRM permet de transporter cette énergie à travers le réseau belge et les autres réseaux européens.

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Net Transfer Capacity (NTC)

Capacité disponible pour les transactions commerciales.

Sa valeur est déterminée en appliquant le calcul suivant : NTC = TTC - TRM

La notion NTC intervient dans les produits offerts par le gestionnaire du réseau que sont les capacités annuelles, mensuelles et journalières.

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Capacité annuelle d’import/export d’une frontière


 

Transaction maximale (importation ou exportation) qui peut être réalisée entre 2 pays ayant une frontière commune. Cette transaction maximale doit être possible en respectant les règles de sécurité du réseau. En effet, un violent orage ou tout autre événement exceptionnel peut provoquer le déclenchement (mise hors tension automatique) d’une des lignes d’interconnexion, voire de la plus puissante, et malgré cet incident, la sécurité du réseau doit être maintenue.

Cette capacité varie au cours de l’année, principalement en fonction de plusieurs facteurs :

  • la saison : durant l’hiver les lignes aériennes sont mieux refroidies et peuvent transporter plus d’électricité.
  • l’entretien des infrastructures : chaque ligne d’interconnexion doit être périodiquement mise hors service pour entretien.
  • les flux physiques sur le réseau : le réseau belge fait partie du réseau d’interconnexion de l'Europe continentale. Des flux résultants de vente ou d’achat entre nos voisins peuvent traverser notre réseau et encombrer nos lignes ; ces flux sont un peu comparables à la circulation des poids lourds étrangers sur notre réseau autoroutier.

La capacité annuelle est celle qui sera possible toute l’année, même durant les situations prévisibles les plus contraignantes. Cliquez ici pour consulter le modèle utilisé par Elia pour le calcul de cette capacité annuelle.

Capacité mensuelle d’import/export d’une frontière

La capacité mensuelle est celle qui sera possible tout le mois, même durant les situations prévisibles les plus contraignantes. Elia applique le modèle suivant pour le calcul de cette capacité mensuelle.

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Capacité journalière d’importation/exportation d’une frontière

Elia étudie, avec d’autres gestionnaires de réseau et les bourses d’énergie de la zone CWE, la faisabilité d’un processus d’allocation de capacité journalière basé sur le modèle flow-based. Plus d’infos sur la page CWE Flow-Based.

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Le processus de calcul de capacité CWE ID ATC après le FBMC

L’objectif du processus de calcul de capacité CWE ATC infra-journalier après le « Flow-Based Market Coupling (FBMC) » (CWE ID ATC CC) pour les GRTs (Gestionnaire de réseau de transport) est de permettre d’octroyer de manière coordonnée  de la capacité supplémentaire aux acteurs du marché sur une base journalière.

Le concept de CWE ID ATC CC après le FBMC se passe en différentes étapes séquentielles :

  1. FB DA (Flow-Based Day-Ahead): les GRT calculent les capacités pour le FB DA au départ de plusieurs inputs. Il en résulte un domaine FB.
  2. FB DA MC (Flow-Based Day-Ahead Market Coupling): les bourses de l’électricité mettent en relation les différentes offres et demandes reçues, en tenant compte des capacités disponibles pour atteindre l’équilibre de marché.
  3. (initial) ID ATC computation: le « FB DA market clearing point » constitue le point de départ de la capacité ID (intraday) initiale limitée par le domaine FB DA calculé précédemment.
  4. ID Capacity Calculation: les GRT évaluent les possibilités d’augmentation des capacités, d’après le calcul initial des ATC infra-journaliers dans le but de fournir davantage de capacités infra-journalières pour une frontière donnée dans une direction donnée.

    Tout d’abord, les GRT peuvent demander une augmentation de capacité sur leurs propres frontières pour chaque période horaire de marché du jour suivant.
    Remarque : les demandes maximales actuelles pour les augmentations de capacité par frontière sont:
    BE <-> FR et BE <-> NL: 200 MW.
    DE <-> FR et DE <-> NL: 100 MW.

    Ensuite, Elia* (ainsi que chaque GRT) évalue les demandes d’augmentations et se charge soit d’accepter (200MW) soit de partiellement accepter (100MW ou 50MW) ou soit de refuser (0MW) les demandes d’augmentations grâce à une analyse locale et l’augmentation finale d’ATC sera la même dans toutes les directions.
    Enfin, l’outil commun de mise en correspondance 1.0 (CMT) consolide les résultats d’évaluation de chaque GRT par frontière et par direction en prenant en compte les valeurs minimales.

  5. Available ID Capacity : les capacités fournies aux plateformes d’allocation sont les ID ATC finales.

Vous trouverez plus d’informations dans le document d'information générale et dans l’accord global sur la méthodologie de calcul de capacité infra-journalier

* Coreso évalue les demandes et apprécie les augmentations de capacité pour le compte de RTE et une partie du processus journalier d’Elia (la période 9-24).

Vous trouverez plus d’informations au sujet de l’horaire de publication des « Central West Europe intraday available transfer capacity » pour les acteurs de marché sur le site internet de JAO www.jao.eu.

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