Lorsque deux participants au marché veulent conclure une transaction bilatérale internationale, il est très courant dans les marchés libéralisés de procéder à des réservations auprès des opérateurs du système concernés de capacités disponibles sur les interconnexions.
Pour ces réservations, on définit un « chemin contractuel » de la transaction du point source au point de soutirage. Le cheminement choisi a le plus souvent un caractère purement administratif et sert à régler les réservations de capacité sur les réseaux. Cependant, le cheminement de l’électricité obéit à des lois physiques bien précises et dépend fortement des caractéristiques des réseaux, et non pas d’un chemin contractuel purement arbitraire. Tout flux imprévu attribuable à une transaction et ne circulant pas sur le chemin contractuel est qualifié de flux parallèle.
Pour analyser le phénomène des flux parallèles, considérons l’exemple de la Figure I.7. Le producteur situé en zone A conclut une transaction bilatérale avec le consommateur en zone B et ils réservent auprès du gestionnaire de l’interconnexion la capacité sur la ligne 1 qui est choisie comme chemin conventionnel de la transaction.
1 7 50 M W à 2 0 € /M W h
2 5 0 M W à 3 0 € /M W h
1 00 0 M W 1 0 0 0 M W
Z on e A Z on e B
750 M W m axi
1 7 50 M W à 2 0 € /M W h
2 5 0 M W à 3 0 € /M W h
1 00 0 M W 1 0 0 0 M W
Z on e A Z on e B
750 M W m axi
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Figure I.7 : transaction bilatérale et réservation suivant le chemin contractuel choisi
Cependant, la manière dont se répartissent les flux physiques dans le réseau est tout autre.
L’électricité obéit en effet à des lois physiques bien précises, connues sous le nom de lois de Kirchoff, qui font que les flux se répartissent principalement suivant les impédances des lignes composant le réseau. Dans notre exemple, nous supposons que la ligne 1 a une impédance de 1 unité réduite1 (u.r.) et que l’impédance de la ligne 2 a une valeur de 2 u.r.. Il en résulte que 2/3 seulement de la puissance contractée passe par la ligne 1 et que 1/3 passe par la ligne 2. (fig.I.8)
Figue I.8 : flux physiques résultants de la transaction bilatérale
Le phénomène des flux parallèles est fondamental dans les réseaux maillés, et plus le maillage et l’interdépendance des réseaux interconnectés seront forts, plus les flux parallèles seront importants. Ceci explique entre autre pourquoi un ensemble maillé peut difficilement être géré « par morceaux » et que les réseaux, malgré la restructuration du secteur de l’électricité, restent des monopoles naturels. Un exemple « grandeur nature » connu nous
1 En ce qui concerne l’impédance d’une ligne, l’unité réduite représente le rapport entre la valeur réelle de l’impédance (en Ohm) et la valeur de l’impédance de base choisie pour le réseau étudié (en Ohm). D’autres grandeurs électriques (tension, courant, puissances …) peuvent aussi être exprimés en unités réduites.
Ligne 1
1500 MW
Zone A Zone B
1500 MW
Ligne 2
Chemin contractuel
Ligne 1
1500 MW
Zone A Zone B
1500 MW
Ligne 2
Chemin contractuel
Zone A
1500 MW
1500 MW
Zone B
Ligne 1 Z1= 1 u.r.
Ligne 2 Z2= 2 u.r.
1000 MW 500 MW
Zone A
1500 MW
1500 MW
Zone B
Ligne 1 Z1= 1 u.r.
Ligne 2 Z2= 2 u.r.
1000 MW 500 MW
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montre l’impact que peut avoir une transaction entre la Belgique et l’Italie sur l’ensemble des réseaux interconnectés (Fig. I.9). Dans cet exemple plus complexe que le précédent, les flux résultants ne doivent pas être interprétés en terme de chemins réels empruntés par la transaction. En effet, il est évident que les 100 MW produits en Belgique ne vont pas tous être consommés en Italie, vu que l’électricité ne suit pas le chemin dit contractuel. Cependant, on peut dire qu’une augmentation de production de 100 MW en Belgique et une augmentation de la consommation de 100 MW en Italie provoque des changements dans les transits de puissance de l’ensemble du réseau interconnecté. Les flèches jaunes sur la figure I.9 indiquent dans quel sens se font ces changements et suivant quelle proportion :
Figure I.9 : impact2 d’une transaction de 100 MW entre la Belgique et l’Italie sur un ensemble des réseaux interconnectés [ETSO 00]
Cet exemple montre clairement le danger d’estimer les flux sur des hypothèses non électrotechniques, qui conduiraient à avoir une image faussée de la répartition des transits de puissance, ce qui peut mener à des situations de congestion inattendues. Aux Etats-Unis, au tout début de la dérégulation des marchés de l’électricité, le concept du chemin contractuel était fréquemment utilisé par les utilisateurs souhaitant programmer des transactions interrégionales. Les valeurs des capacités disponibles étant postées publiquement sur un site Web (appelé OASIS [CHR 00]), ils pouvaient réserver les capacités dont ils avaient besoin suivant le cheminement conventionnel de leur transaction. Cette approche a connu très rapidement des problèmes techniques après son implémentation. Des congestions de plus en plus fréquentes et imprévues ont rapidement affecté l’ensemble des régions interconnectées.
Cela a obligé les opérateurs du système à annuler à la dernière minute certaines transactions
2 Cette analyse se fonde sur un modèle linéarisé de calcul de répartition de charge qui est une approximation acceptable du mode de fonctionnement réel. Ce modèle est le modèle de calcul de répartition de charge dit « à
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qui avaient été réservées et à prendre des mesures d’urgence en temps réel, ce qui démontrait que la sécurité du réseau n’était pas réellement assurée.
Des problèmes du même type existent en Europe lorsqu’il s’agit de calculer les NTC (Net Transfer Capacity) entre chaque zone [ETS0 01]. Une NTC d’une zone A vers une zone B se définit comme la valeur de la puissance totale transmissible de la zone A vers la zone B, moins une certaine marge de sécurité. Elle est calculée en déplaçant de façon itérative une quantité de production de la zone B vers la zone A (Fig. I.10). L’algorithme s’arrête lorsque la première contrainte est rencontrée. Les NTC sont utilisées pour permettre aux participants du marché à programmer leurs transactions internationales.
Figure I.10 : Calcul de la NTC de la zone A vers la zone B
La première difficulté de l’approche décrite ci-dessus est que le choix des productions à diminuer et à augmenter peut influencer de façon conséquente la valeur de la NTC trouvée.
Une deuxième réside dans l’architecture complexe des grands réseaux interconnectés, qui peuvent comporter bien plus que deux zones. Pour pouvoir calculer de façon assez précise une NTC d’une zone A vers une zone B, on devrait faire des hypothèses valides sur les transactions se déployant sur l’ensemble du système interconnecté. Par exemple, si nous considérons l’exemple de la Figure I.9, un calcul de NTC de l’Allemagne (D) vers l’Autriche (A) devrait tenir compte du flux parallèle engendré par la transaction allant de la Belgique à l’Italie pour être suffisamment précis. Or, face à la taille du système interconnecté et à l’imprévisibilité de l’évolution du marché de l’énergie, il est très difficile d’avoir une représentation précise de l’état de charge du réseau longtemps à l’avance. Les flux parallèles rendent en outre les valeurs de NTC interdépendantes, ce qui rend la publication de scénarios réalistes pratiquement impossible, le nombre de combinaisons à analyser étant trop grand.
∆G MW ∆G MW