Capacité d'interconnexion physique et son usage commercial

Figure 52 : Carte du réseau de transmission belge Source : Elia

Tableau 18 : Aperçu des lignes d'interconnexion aux frontières belgo-française (BE-FR) et belgo-hollandaise (BE-NL) ainsi que la capacité d'interconnexion nominale qui en découle en N et N-1, en tenant compte de la capacité des Phase Shift Transformers (PST) sur les interconnecteurs belgo-hollandais. Le Dynamic Line Rating (DLR) est utilisé pour prédire la capacité de ligne thermique hour-ahead (DLR-1h) et two-days ahead (DLR-60h). (*) Il s'agit d'une approche simplifiée du calcul N-1 qui ne tient pas compte de la redistribution des flux

Sources : Elia et CREG

87. La Belgique est physiquement interconnectée avec la France et les Pays-Bas. Au total, la capacité d'interconnexion installée est de 5.449 MVA sur la frontière sud et 6.060 MVA sur la frontière nord (Tableau 18).

88. La capacité physiquement disponible réelle est inférieure en raison de la condition N-1 à respecter dans toutes les conditions opérationnelles. La condition N-1 examine le cas de l'arrêt de l'élément de réseau le plus impactant. À la frontière française, la capacité d'interconnexion physique disponible N-1 est de 3.291 MW, la condition N-1 étant l'arrêt de la ligne Avelin - Avelgem. Sur la frontière hollandaise, la capacité physique est en outre réduite à cause des Phase Shift Transformers (PST) de 1.400 MW sur chaque ligne d'interconnexion. Sans arrêt (critère N), la capacité d'interconnexion physique avec les Pays-Bas est donc de 5.550 MW. La capacité d'interconnexion disponible N-1 est de 4.150 MW, considérant l'arrêt de Borsele ou Zandvliet-Geertruidenberg en combinaison avec un arrêt de l'un des PST sur ces lignes. Soulignons qu'il s'agit d'une estimation approximative, puisqu'elle ne tient pas compte de la distribution des flux.

L'évaluation de l'utilisation physique de la capacité d'interconnexion est toujours réalisée avec la capacité physiquement disponible dans la condition N-1 en tant que référence.

89. La capacité physique réelle d'une ligne ou « capacité de ligne thermique » diffère de sa capacité nominale. La capacité de ligne thermique augmente à des températures inférieures de l'air ambiant et à des vitesses du vent supérieures puisque ces conditions aident à refroidir les lignes, et donc à augmenter le courant maximal. La technologie du Dynamic Line Rating (DLR) vise à prédire cette capacité thermique via une analyse statistique des données historiques combinées aux prévisions météorologiques. Le DLR est ainsi moins conservateur que les limites saisonnières statiques. Le DLR peut servir des fins multiples. La première vise à évaluer la sûreté du réseau en temps réel via un équipement DLR avec une prévision météorologique d'une heure à l'avance. La seconde consiste à estimer la capacité commerciale pour le marché day-ahead en utilisant des prévisions météorologiques de 60 heures à l'avance. Elia utilise un DLR sur des lignes internes depuis 2009 et sur des lignes transfrontalières depuis 2014. Actuellement, Elia utilise le DLR pour l'évaluation de la sécurité en temps réel sur 19 lignes et pour des prévisions de capacité J+2 sur 8 des 10 lignes d'interconnexion.

Cross-border kV Substation 1 Substation 2 Pmax (MVA) PST (MVA) DLR-1h DLR-60h

BE-FR 380 Achêne Lonny 1,316 x x

380 Avelgem Mastaing 1,528 x x

BE-NL 380 Van Eyck Maasbracht 1,420 1,400 x

-380 Van Eyck Maasbracht 1,350 1,400 x x

380 Zandvliet Borssele 1,645 1,400 x

-380 Zandvliet Geertruidenberg 1,645 1,400 x

-Total BE - NL 6,060

Total BE - NL with PST 5,550

Total BE - NL N-1 (*) 4,150

90. Les flux physiques émanant des échanges commerciaux suivent le parcours physique de la moindre résistance selon les lois de Kirchoff. Ces modèles de flux dépendent de la topologie du réseau dans son ensemble ainsi que du modèle de production et de demande. Les éléments des flux électriques actifs tels que les Phase Shift Transformers (PST) sont utilisés pour influencer les modèles des flux. Les PST à la frontière nord optimisent l'utilisation du réseau en modifiant la distribution des flux sur les lignes d'interconnexion belgo-hollandaises. Une surcharge des interconnecteurs Zandvliet-Borssele et Zandvliet-Geertruidenberg peut par exemple être atténuée en redirigeant les flux vers les interconnecteurs Maasbracht-Van Eyck.

91. L'utilisation de la capacité d'interconnexion belge avec la France et les Pays-Bas pour le commerce transfrontalier est à présent organisée au niveau régional Centre Ouest Europe (CWE). La région CWE englobe l'ensemble des frontières entre les zones de dépôt des offres suivantes : France, Belgique, Pays-Bas et Allemagne/Luxembourg/Autriche. Les échanges commerciaux entre chaque paire des zones de dépôt des offres impliquées influencent les flux physiques sur tout le réseau et donc la quantité de capacité disponible pour d'autres échanges commerciaux. La coordination de l'utilisation du réseau pour les échanges transfrontaliers est donc requise.

92. Les échanges commerciaux sur ces frontières sont organisés pour les cadres temporels suivants:

year-ahead, month-ahead, day-ahead et intraday.

• Year-ahead, la méthode de la capacité de transfert nette (NTC) est utilisée pour déterminer la capacité transfrontalière commerciale à long terme dans chaque direction et frontière individuelle. Cette capacité est calculée à chaque frontière individuelle. Elle est basée sur un modèle de réseau commun pour 12 jours de référence. Une fraction de cette valeur NTC est apportée au marché et allouée via les enchères annuelles. La vente aux enchères peut se faire en termes de droits physiques de transport (PTR) et de droits financiers de transport (FRT). Les FTR ne sont appliqués qu'aux frontières belges.

• Month-ahead, une procédure identique à celle du year-ahead s’applique. Avec un modèle de réseau commun, une valeur NTC actualisée est calculée. L'attribution au marché est assurée via les enchères mensuelles.

• Day-ahead, le Flow Based Market Coupling (FBMC) est utilisé. Un algorithme d'optimisation collecte les apports fournis par les GRT et les acteurs du marché. Les GRT fournissent des informations sur le statut du réseau et les contraintes des éléments du réseau à respecter, alors que les acteurs du marché introduisent leurs offres de demande et de production via les plateformes d’échange d'électricité. Avec ces apports, l'algorithme de couplage de marchés optimise l'ensemble des échanges transfrontaliers CWE simultanément. En théorie, cela devrait entraîner un plus grand bien-être brut via une meilleure utilisation de la capacité de transmission interzonale disponible.

• Intraday, la méthode NTC est à nouveau utilisée pour déterminer la capacité restante pour les échanges transfrontaliers à chaque frontière individuelle, à l'aide d'un statut de réseau actualisé et d'informations sur le marché.

• Temps réel, la capacité interfrontalière restante peut être utilisée pour le balancing (IGCC).

Les méthodes de calcul pour chacun de ces cadres temporels sont documentées et publiées par Elia⁴⁰.

40 http://www.elia.be/fr/produits-et-services/mecanismes-transfrontaliers/capacite-de-transport-aux-frontieres/methodes-de-calcul.