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
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
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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.
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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).
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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.
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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
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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.
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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
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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
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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
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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.
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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
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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/
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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
27/06/2013 Modèle général de calcul de la capacité de transfert totale pour les capacités journalières 15/26
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.
27/06/2013 Modèle général de calcul de la capacité de transfert totale pour les capacités journalières 16/26
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
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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.
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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
27/06/2013 Modèle général de calcul de la capacité de transfert totale pour les capacités journalières 19/26
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.
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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
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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
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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
27/06/2013 Modèle général de calcul de la capacité de transfert totale pour les capacités journalières 23/26
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
supprimer la congestion,
E3max est une valeur positive (NTC1, NTC2, NTC3- E3
max, NTC4) permettant de
supprimer la congestion,
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.
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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
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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.
27/06/2013 Modèle général de calcul de la capacité de transfert totale pour les capacités journalières 26/26
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.