Implémentation d’un couplage de marchés journaliers basé sur les flux dans la région CWE Description générale Résumé Ce document donne un aperçu des principes majeurs de la méthode de calcul et

d’allocation de la capacité Flow-Based (basée sur les flux) telle que développée dans la région CWE (Centre-Ouest de l’Europe) ainsi que des changements de concepts par rapport à la méthode actuelle basée sur les ATC (Available Transfer Capacity) aux frontières.

Version 4.0

Date 13/03/2015

Etat Draft Version finale

Documents annexés

1 13/03/2015 Document of the CWE FB MC solution as basis for the formal approval request (dated 01/08/2014) + the last versions of its annexes

2 22/10/2013 CWE Enhanced Flow-Based MC Intuitiveness Report Discussion Paper

3 19/10/2011 CWE Enhanced Flow-Based MC Feasibility Report - v2.0

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Table des matières

1 Introduction ................................................................................ 4

2 Projets CWE FB et MRC ................................................................ 5

3 Domaines de capacité ATC et FB .................................................. 5 3.1 Principes de base identiques .............................................................. 5 3.2 Représentations graphique des domaines ATC et FB ............................. 6

4 Calcul coordonné du domaine de capacité FB .............................. 7 4.1 Création du D2CF ............................................................................. 8 4.2 GSK ................................................................................................ 9

4.2.1 Principes généraux ................................................................ 9 4.2.2 Méthode d’Elia ..................................................................... 10

4.3 Sélection des CBCO ......................................................................... 10 4.3.1 Définition des CBCO .............................................................. 10 4.3.2 Notion de « PTDF » ............................................................... 11 4.3.3 Critère d’exclusion des CBCO ................................................. 11 4.3.4 Analyse du set de CBCO ........................................................ 12

4.4 Fmax ............................................................................................. 12 4.5 Marge FRM ..................................................................................... 13

4.5.1 Différence entre prévisions et réalité ....................................... 13 4.5.2 Méthode appliquée par Elia .................................................... 14 4.5.3 Ajustement opérationnel ....................................................... 16

4.6 Parades (RA)................................................................................... 16 4.6.1 Parades explicites et implicites ............................................... 16 4.6.2 Inclusion du domaine de capacités allouées en long terme (LTA) 17 4.6.3 Coordination des parades (RA) ............................................... 17

4.7 Valeur d’ajustement final (FAV) ......................................................... 17 4.8 Contraintes Externes ........................................................................ 18

5 Processus quotidien du calcul coordonné de capacité FB .......... 18 5.1 Préparation des données .................................................................. 18 5.2 Création du cas de base ................................................................... 18 5.3 Premier calcul du domaine de capacité FB ........................................... 19 5.4 Phase de Qualification et Coordination des parades .............................. 19 5.5 Phase de Vérification ........................................................................ 19 5.6 Adaptations Finales .......................................................................... 19

5.6.1 Inclusion automatique du domaine de capacités allouées en long terme (LTA coverage) ...................................................................... 19 5.6.2 Inclusion d’un domaine « LTA+ » en cas exceptionnel ............... 20 5.6.3 Prise en compte des nominations long terme (LTN) .................. 21 5.6.4 Filtrage « presolve » ............................................................. 21

5.7 Publication des paramètres FB........................................................... 21 5.7.1 Publications quotidiennes ...................................................... 21 5.7.2 Autres publications ............................................................... 23

6 Allocation de la capacité FB ....................................................... 23 6.1 Couplage des marchés basé sur les flux.............................................. 23 6.2 Intuitivité ....................................................................................... 24 6.3 Adaptation de l’algorithme pour les cas de pénurie .............................. 25

7 Calcul des ATC ID initiales ......................................................... 25

8 Procédures de Backup et de Fallback pour le calcul de capacités FB 26 8.1 Stratégie de remplacement ............................................................... 26 8.2 Paramètres FB de Fallback ................................................................ 26

9 ATC pour “Shadow Auctions” .................................................... 26

10 Rollback ................................................................................ 27

11 Etude économique ................................................................ 28

12 Tests et simulations.............................................................. 28

13 Communication & Publications ............................................. 28

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14 Cadre contractuel ................................................................. 30

15 Glossaire .............................................................................. 30

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1 Introduction

En 2007, les Ministres de l’Energie, régulateurs, acteurs de marché, gestionnaires de réseaux de transport (GRT) et les bourses de l’électricité de la région du Centre-Ouest européen (CWE : Allemagne, Belgique, France, Luxembourg et Pays-Bas) ont conclu le « Memorandum of Understanding of the Pentalateral Energy Forum » sur le couplage des marchés journaliers (day-ahead – DA) et la sécurité d'approvisionnement dans la région CWE.

Conformément à l’un des objectifs déclarés dans ce Memorandum, les gestionnaires de réseau de transport et bourses de l’électricité se sont organisés en un projet d’envergure pour concevoir et mettre en œuvre une méthode de couplage de marchés (market coupling MC) basée sur les flux (Flow-Based - FB).

La méthode basée sur les flux permet de mieux prendre en compte les spécificités du réseau et d’allouer au marché la capacité de transport par branche électrique plutôt que par frontière, comme c’est le cas avec un couplage basé sur les ATC. De plus, la capacité disponible est allouée de manière à sélectionner en priorité les échanges qui utilisent le moins la capacité rare. Ces spécificités propres à la méthode basée sur les flux ont pour résultat de permettre plus d’échanges entre les acteurs de marché, ce qui augmente le bien-être du marché journalier (day-ahead market welfare DAMW) moyen et la convergence de prix dans la région CWE.

Un premier jalon dans l’objectif de tendre vers la mise en œuvre de cette méthode basée sur les flux à l’échelle CWE s’est matérialisé le 9 novembre 2010 par un couplage de marchés basé sur la capacité de transfert disponible (available transfer capacity – ATC) par frontière.

Parallèlement, le projet a poursuivi ses travaux de mise en œuvre du couplage de marchés basé sur les flux dans la région CWE. Ces travaux ont permis d’affiner et stabiliser la méthodologie proposée, de réaliser des simulations expérimentales qui permettent de confirmer les résultats attendus, et d’initier l’implémentation du couplage des marchés basé sur les flux. Les partenaires du projet ont également maintenu un dialogue constant avec les autorités de régulation nationales concernées, et avec les acteurs de marché actifs dans la région CWE. De nombreuses concertations ont aussi été organisées (via e.a. les réunions d’experts avec les régulateurs de la région CWE, avec les acteurs du marché en « CWE Flow-Based User Group »), en plus de la tenue de forums publics et de la publication de rapports, documents et résultats de simulations exécutées en parallèle aux calculs de capacité ATC (« parallel run »).

La mise en œuvre de ce projet ne sera pas une fin en soi. Il s’inscrit comme une étape dans la mise en place des roadmaps cross-régionaux établis par les régulateurs nationaux concernés et ACER. D’une part, la méthodologie basée sur les flux est préférée à la méthode basée sur les ATC dans les réseaux fortement maillés pour le calcul de la capacité à court-terme1. D’autre part, le couplage de marchés journaliers basé sur les flux est lié, au niveau régional CWE, à l’initiative de couplage des prix de la région NWE (Europe du Nord-Ouest) qui était une étape majeure vers la mise en place d’un couplage des marchés journaliers au niveau pan-européen2.

Le projet est arrivé à un stade où sa mise en œuvre effective dépend de son acceptation par les autorités de régulation. Le présent document entend décrire ses caractéristiques en vue de le rendre accessible et favoriser son approbation.

1 Dans le “Cross-regional roadmap for Capacity Calculation”, le “CWE FB MC implementation” est identifié comme projet et le

lien avec le modèle cible européen pour un « Single European Price Coupling (EPC) » y est explicité : • “Agreed requirements to be fulfilled in order for a region to switch to FB:

o Coordinated principles and data o No decrease in Security of the System o Increase in Social welfare o Enough time to adapt for market participants

• Work and implementation of FB Capacity calculation and market coupling need to be closely coordinated o Implementation steps on both issues should support full achievement of the target model as soon as possible o In any case market coupling projects necessitate coordinated capacity calculation”

2 Dans le “Cross-regional roadmap for Day-Ahead Market Coupling”, le modèle cible de “Single European Price Coupling (EPC)” est mis en avant. Les différentes étapes y sont identifiées comme approche générale:

• “Focus on NWE price coupling implementation by 2012 • Open to other borders if ready and if no delay for NWE project • Flexible parallel/stepwise process towards European Price Coupling (EPC)”

En ce qui concerne la solution de couplage, les points suivants sont décrits: • “PCR algorithm being developed by PXs with support of all Europex members (using COSMOS as starting point) and

assessed by ENTSO-E. • PCR to be available to all Europe. • Approval process in every country coordinated by ACER. • MS involvement insured by NRAs where appropriate and necessary.”

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2 Projets CWE FB et MRC

Le couplage des marchés basé sur les flux décrit à la présente est destiné à être implémenté dans la région CWE. Le couplage des prix dans la région de l’Europe du Nord-Ouest (NWE : Danemark, Finlande, Norvège Suède, Grande-Bretagne et les pays de la région CWE) a démarré le 4 février 2014. Le projet MRC (Multi-Regional Coupling) a pour vocation d’étendre ce couplage des prix aux autres régions d’Europe.

La mise en place du couplage de marchés basé sur les flux ne modifie pas les exigences liées à l’algorithme de couplage de marché Euphemia3, développé dans le cadre du projet de couplage des prix dans la région du Nord-Ouest de l’Europe (NWE) dont la Belgique fait aussi partie. Seuls les paramètres envoyés à Euphemia pour la région CWE évoluent de valeurs ATC à des paramètres basés sur les flux. Euphemia est capable d’accepter simultanément des paramètres basés sur les flux pour une certaine région (en l’occurrence CWE) et des capacités ATC pour les autres frontières électriques européennes. L’utilisation de l’algorithme Euphemia a fait l’objet de la demande d’approbation adressée par Elia à la CREG en date du 10 juillet 2013.

Le projet CWE FB rassemble les GRTs et les PXs des pays concernés, à savoir : Amprion, APX, Belpex, Creos, Elia, EPEX Spot, Rte, Tennet GMBH et Tennet TSO BV, et Transnet BW.

3 Domaines de capacité ATC et FB

3.1 Principes de base identiques Dans la suite de ce document, la dénomination J fait référence à la journée d’exploitation concernée.

Quelques principes de base sont valables aussi bien pour la méthode ATC que pour la méthode FB et sont illustrés à la Figure 1.

Pour le calcul de la capacité qui sera offerte pour l’allocation journalière relative au jour J, le processus démarre en J-2 avec la création des D2CF (2 Days Ahead Congestion Forecast) qui décrivent au mieux l’état du réseau attendu pour le jour J, et l’établissement des GSK (Generation Shift Keys) qui traduisent un changement d’import ou d’export en un impact sur les unités de production de la zone.

A ces deux inputs s’ajoutent l’application des principes de sécurité réseau qui peuvent différer d’un GRT à l’autre : les limites opérationnelles applicables aux éléments du réseau, le type de calcul d’incidents à appliquer, l’utilisation des parades (Remedial Actions RA), les marges de sécurité à prendre en compte pour se couvrir contre les incertitudes, et les changements jusqu’au temps réel,...

Figure 1

La prise en compte de tous ces éléments au sein du processus de calcul de capacité fournit un « domaine de capacité » qui peut être exprimé de deux manières différentes :

3 À l’exception des modifications décrites au point 6.3

Prévision J-2 Police de risque et méthode locales

Domaine de capacité (ATC ou FB)

D2CF

GSK

Incidents à simuler

Parades disponibles

Marges de sécurité

Limites Opérationnelles

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• En utilisant la notion d’ATC, c’est-à-dire la capacité maximale qui peut être échangée commercialement sur une frontière dans un sens donné. Pour une région telle que CWE (actuellement 4 frontières électriques) et pour un moment donné, le domaine de capacité est donc déterminé par un set de 8 ATC (pour chaque frontière électrique, une valeur par sens) incluses dans le « domaine de sécurité ». Plusieurs de ces valeurs maximales peuvent être simultanément allouées sans que la sécurité du réseau ne soit mise en danger;

• En utilisant les contraintes physiques des éléments du réseau (approche basée sur les flux) : la notion de frontière disparaît et ce sont les capacités disponibles sur les éléments critiques du réseau qui sont allouées, en combinaison avec les facteurs donnant l’influence sur les éléments du réseau d’un changement d’import/export d’un hub particulier. Pour un moment donné, le domaine de capacité est alors déterminé par une matrice de paramètres FB (marges disponibles et facteurs d’influences pour chaque élément critique) représentant l’entièreté du domaine de sécurité. Comme on peut le voir à la Figure 3, les valeurs d’échanges maximales sont en général plus grandes que les valeurs ATC mais ne sont par contre pas allouables simultanément, sous peine de risque pour la sécurité du réseau.

3.2 Représentations graphique des domaines ATC et FB Si nous imaginons un pays A, qui est interconnecté avec les pays B et C, le domaine de sécurité pourrait ressembler à la Figure 2. En abscisses sont représentés les échanges commerciaux du pays A vers B, tandis que les échanges commerciaux du pays A vers C sont repris en ordonnées.

Dans cette figure, le domaine de sécurité est de couleur jaune et est délimité par plusieurs contraintes physiques rouges. Le point représentant un échange commercial de 100 MW de A à B et un échange commercial de A à C de 100 MW est inclus dans le domaine de sécurité. Cette combinaison d'échanges est donc réalisable. Un échange commercial de 400 MW de A à B est par contre en dehors du domaine de sécurité et n'est donc pas autorisé.

Figure 2

En fournissant les paramètres FB pour l’allocation journalière, les GRT fournissent un domaine de capacité correspondant en fait au domaine de sécurité tel qu’illustré à la Figure 2, le domaine étant lui-même délimité par les contraintes FB. Lorsqu’un GRT fournit un domaine de capacité ATC au marché, il divise les capacités allouées sur ses frontières (de A à B et A à C). Une des divisions possibles (parmi l’infinité de possibilités) est représentée par le rectangle bleu dans la Figure 3. Le domaine de capacité ATC ne correspond pas au domaine de sécurité.

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Figure 3

Pour la région CWE, les illustrations sont plus complexes (en 3 dimensions vu que 4 zones sont concernées et que la somme des positions nettes des 4 zones doit être égale à zéro). Ces schémas permettent cependant de donner un bon aperçu des concepts qui seront mis en évidence dans ce document.

4 Calcul coordonné du domaine de capacité FB

Pour pouvoir allouer de la capacité dans le cadre d’un mécanisme basé sur les flux, les GRT doivent fournir aux bourses de l’électricité les éléments qui leur permettent d’évaluer si un échange d’un hub à l’autre est possible. L’ensemble des échanges possibles qui maximisent le DAMW peut alors être sélectionné par l’algorithme de couplage des marchés. Tout l’enjeu est donc de pouvoir traduire l’impact d’un échange entre deux hubs sur les éléments du réseau électrique pour vérifier si cet échange est acceptable, c’est-à-dire s’il n’entraîne pas de surcharge mettant la sécurité du réseau en danger.

Pour parvenir à définir quelle capacité pourra être allouée au marché, une série d’éléments doivent être déterminés par les GRT pour chaque heure :

• D2CF: c’est le modèle de réseau sur lequel les calculs et analyses de sécurité seront effectués, élaboré deux jours avant le jour de la livraison effective de l’électricité (cf. 4.1);

• GSK (Generation Shift Keys) : une clé de répartition qui vise à répartir au mieux l’augmentation de la production sur un marché (donc dans un pays) sur les différentes unités de production disponibles dans ce marché, afin de calculer au mieux l’impact d’une telle augmentation sur les éléments du réseau (cf. 4.2) ;

• CB (Critical Branch) et CBCO (Critical Branch Critical Outage): parmi tous les éléments du réseau significativement impactés par les échanges internationaux, les branches critiques (CB) sont les éléments sélectionnés par les GRT pour être surveillés lors des calculs de sécurité car jugés les plus susceptibles de mettre le réseau en danger et donc de limiter les échanges d’énergie; des couples “branche/indisponibilité” critiques CBCO sont aussi formés pour prendre en compte l’effet des incidents sur les branches critiques. Ce sont ces éléments du réseau qui sont considérés explicitement dans la méthode de calcul des capacités FB (cf. 4.3);

• Flux maximal (Fmax) : le flux d’électricité maximal qu’une branche critique peut accepter (cf. 4.4);

• FRM (Flow Reliability Margin) : la marge de sécurité spécifique à chaque branche critique qui doit être prise en compte pour couvrir les incertitudes liées au modèle basé sur les flux ainsi qu’aux erreurs des prévisions des GRT, effectuées 2 jours avant la livraison effective de l’électricité (cf. 4.5);

• Parades (Remedial Actions RA) : ce sont les actions prises par les GRT (et coordonnées si elles impactent plusieurs réseaux) qui permettent de soulager les surcharges apparaissant sur les branches critiques lors des indisponibilités

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(CO), donc de ramener le flux sous la valeur Fmax, et donc de maximiser la capacité allouée au marché (cf. 4.6);

• Valeur d’Ajustement Final (FAV – Final Adjustment Value): permet d’augmenter ou de diminuer la capacité qui peut être allouée au marché pour une branche critique particulière dans certaines conditions bien particulières (cf. 4.7);

• Contraintes Externes: limitations spécifiques à prendre en compte pour le calcul du domaine de capacité FB sans qu’elles soient associées à une branche critique particulière (cf. 4.8);

Chacun de ces éléments est détaillé plus loin dans ce document.

Pour un couple branche/indisponibilité critique particulier, la Figure 4 schématise comment plusieurs de ces éléments déterminent la capacité disponible pour le marché. Celle-ci est désignée par l’acronyme RAM (Remaining Available Margin) et est donc spécifique à chaque couple branche/indisponibilité critique (CBCO).

Parades

(RA) Capacité allouée au

marché (pour ce couple CBCO

spécifique)

RAM

Fmax de l'élément

CB

FRM N-1

(incident CO)

Flux dans le D2CF (sans échanges entre les marchés) +

Nominations Long Terme

Figure 4

Ce sont ces marges (RAM) qui sont finalement allouées au marché. De même, chaque couple branche/indisponibilité critique (CBCO) pris en compte peut potentiellement limiter tous les échanges au sein de la région CWE, dès que sa RAM a totalement été allouée. Dans ce cas, accepter un échange supplémentaire dans la région CWE conduirait à surcharger cet élément et à mettre en péril la sécurité du réseau. Une branche critique dont la RAM a été totalement allouée est dite « active » - elle limite les échanges du marché.

4.1 Création du D2CF Afin de créer une même référence de calcul, les GRT de la région CWE créent chacun 24 fichiers D2CF par jour (un par heure). Le réseau des autres GRT (hors de la région CWE) est modélisé au moyen de leurs DACF (day-ahead congestion forecast), fournis dans le cadre des procédures quotidiennes ENTSO-E. Pour chaque heure, tous ces fichiers fournis par chaque GRT sont fusionnés de manière à obtenir un unique réseau électrique de référence pour toute l’Europe continentale, comme schématisé à la Figure 5.

Cap

acité

[M

W]

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Figure 5

Les fichiers D2CF sont la meilleure estimation de l'état du système électrique de la région CWE pour le jour J.

Elia produit chaque jour pour sa zone 24 fichiers D2CF, et prend en compte:

- La meilleure estimation des échanges nets (niveaux d’imports/exports) par exemple sur base d’une journée de référence convenue ;

- La meilleure estimation des échanges sur les câbles DC (par exemple sur base d’une journée de référence convenue) ;

- Les meilleures prévisions pour les coupures planifiées dans le réseau (y compris les lignes d’interconnexion) et pour la topologie du réseau, tel que prévu en J-2. Ceci inclut d'éventuelles parades et actions topologiques préventives nécessaires aux coupures spécifiques du réseau ;

- La meilleure prévision de la charge prévue ;

- Si applicable, la meilleure estimation de production renouvelable, par exemple éolienne et solaire ;

- La meilleure prévision des indisponibilités d'unités de production, basée sur les dernières informations fournies par les producteurs ;

- La meilleure estimation de la production des unités, conformément aux prévisions d’indisponibilités, de charge et d’échanges programmés. Les niveaux de production minimaux et maximaux (Pmin et Pmax) prévus le jour J sont aussi pris en compte (ils varient selon que les unités sont prévues pour la livraison de services auxiliaires ou non).

Pour pouvoir obtenir des résultats réalistes lorsque les GSK sont utilisés, le programme de production est ajusté en fonction des GSK et des niveaux Pmin et Pmax attendus (cf. 4.2.2).

A priori, la position des plots des transformateurs déphaseurs (PST – Phase Shifter Tranformers) est mise au neutre. Cela permet de considérer la prise de plots sur les PSTs parmi les parades disponibles.

Pour chaque heure, le fichier D2CF local doit être équilibré en termes de production et de consommation, en cohérence avec la meilleure estimation des échanges nets.

4.2 GSK

4.2.1 Principes généraux

Les « Generation Shift Keys » (GSK) définissent la manière dont un changement de position nette d’une zone est réparti sur les unités de production de cette zone. Pour assurer la convexité du domaine de capacité FB, les GSK doivent être linéaires. Les GSK permettent d’évaluer l’effet d’un changement de positions nettes sur les branches critiques du réseau de la région CWE. Chaque GRT détermine au mieux les GSK pour sa propre zone, sur base des caractéristiques de son réseau et des unités de production qui y sont raccordées. Les GSK des différents GRT allemands sont fusionnés pour pouvoir les utiliser à l’échelle de la zone allemande.

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En général, les GSK comprennent les centrales qui sont sensibles au marché et qui sont flexibles. Cela inclut les types d’unités suivantes: gaz / fioul, hydroélectrique, pompes-turbines et charbon. Les GRT peuvent en outre utiliser des unités moins flexibles, par exemple les centrales nucléaires, si leur zone ne dispose pas de suffisamment d’unités flexibles pour atteindre leur niveau d'export ou d’import maximal ou s'ils veulent modérer l'impact d'unités flexibles (pour éviter des contraintes irréalistes).

Les GSK peuvent varier pour chaque heure et leur somme égale un. Une valeur de 0,05 pour une unité signifie que 5% de la variation de la position nette de la zone sera réalisée par cette unité.

4.2.2 Méthode d’Elia

Elia utilise dans ses GSK toutes les unités de production flexibles et contrôlables qui sont disponibles dans sa zone de réglage (qu’il soit prévu qu’elles produisent de l’électricité ou non). Les unités indisponibles en raison d'une panne ou d'un entretien ne sont pas incluses.

Les GSK sont adaptés de telle manière que :

• pour le niveau d'import maximal, toutes les unités soient au même moment soit à Pmin (avec y compris une marge pour les réserves), soit à 0 MW, selon que les unités doivent absolument tourner ou pas (par exemple spécialement pour la livraison des réserves primaires ou secondaires).

• pour le niveau d'export maximal, toutes les unités soient au même moment à Pmax (avec y compris une marge pour les réserves).

Pour les unités nucléaires Pmin est égal à Pmax. Pour les installations de pompage-turbinage, Pmin est égal à - Pmax.

Après avoir produit ses GSK, Elia ajuste les niveaux de production des unités dans les 24 D2CF de manière à placer ceux-ci aux niveaux de production linéarisés correspondant à la prévision des échanges nets. Ceci est illustré dans la Figure 6, où les étoiles blanches représentent les niveaux de production prévus initialement pour une unité dans 2 cas (au-dessus ou au-dessous du niveau de production linéarisé). Les étoiles rouges indiquent les niveaux de production modifiés (sur la ligne entre Pmin et Pmax) de sorte que la somme de tous les niveaux de production modifiés soit égale au niveau de production correspondant aux échanges nets prévus.

Figure 6

Cette méthode a prouvé son efficacité. Elle évite de générer, dans les situations d’imports ou d’exports élevés, des contraintes irréalistes qui bloquent inutilement le marché.

4.3 Sélection des CBCO

4.3.1 Définition des CBCO

Une branche critique (CB) est un élément de réseau, impacté significativement par les échanges transfrontaliers de la région CWE, qui est observé sous certaines conditions

Max exportMax import 0

Pmax

Pmin

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d'exploitation spécifiques. Celles-ci correspondent à des indisponibilités dites critiques (CO – critical outages). Les couples branche/indisponibilité critiques (CBCO) faisant l’objet d’un suivi systématique pour le calcul de la capacité basé sur les flux sont déterminés par chaque GRT de la région CWE pour son propre réseau selon des règles convenues décrites ci-dessous.

Les branches critiques (CB) sont définies par:

• Une ligne du réseau (interconnexion ou ligne interne) ou un transformateur, qui est significativement affecté(e) par les échanges transfrontaliers,

• Une «situation opérationnelle": normal (N) ou les cas d'incidents (N-1, N-2, défauts barres,...).

Des indisponibilités critiques (CO) peuvent être définies pour toutes les branches critiques (CB). Une indisponibilité critique peut être la perte:

- d'une ligne, un câble ou un transformateur,

- d'un jeu de barres,

- d'une unité de production,

- d'une charge (significative),

- de plusieurs éléments.

Sur base de son expertise, chaque GRT a la responsabilité d’identifier, parmi tous les couples branche/indisponibilité possibles dans son réseau, quels sont ceux qui sont à prendre en compte lors du calcul du domaine de capacité basé sur les flux.

4.3.2 Notion de « PTDF »

En utilisant le D2CF et les GSK, il est possible de calculer les « paramètres FB ». Ceux-ci consistent en un ensemble de facteurs spécifiques associés à chaque couple branche/indisponibilité critique. Chaque facteur, appelé PTDF (Power Transfer Distribution Factor), donne l’influence sur la branche critique d’un changement de position nette (niveau d’import/export) d’un marché/hub particulier. En effet, vu l’interconnexion du réseau et les lois de la physique, un changement de niveau de production quelque part dans la région CWE a une influence sur l’entièreté des éléments de la région.

Si pour un couple branche/indisponibilité critique, le PTDF d’un hub particulier vaut « 0,1 », cela signifie qu’un changement de position nette de ce hub a 10% d'influence sur la branche critique de ce couple: une variation de la position nette du hub de 1000 MW aura un impact de 100 MW sur la charge de la branche critique concernée.

Si l’on prend en compte l’ensemble des couples branche/indisponibilité critiques et des hubs, on obtient une matrice de PTDF telle que représentée dans le Tableau 1.

CB CO PTDF BE DE FR NL

Branche 3 Incident a -0.02054 -0.13323 -0.06437 -0.31165 Branche 4 Incident c -0.00477 -0.06102 -0.02712 0.07297 Branche 9 Incident f -0.00477 -0.06102 -0.02712 0.07297 Branche 10 Incident e 0.07723 0.26487 0.16099 0.41058 Branche 12 Incident c 0.02377 -0.1116 0.0699 -0.09482 Branche 13 Incident i 0.02623 -0.1256 0.0768 -0.10458 Branche 15 Incident a -0.02739 -0.19469 -0.33094 -0.11509 Branche 18 Incident k 0.08809 -0.12253 -0.07017 -0.13598

Tableau 1

4.3.3 Critère d’exclusion des CBCO

Le choix des branches critiques et des couples branche/indisponibilité critiques s'appuie sur l'expérience opérationnelle. Toutefois, certains éléments sont tellement peu impactés par les échanges transfrontaliers que les considérer comme des branches critiques n’a pas de sens. En effet, tout couple branche/indisponibilité critique peut potentiellement limiter les échanges de la région CWE, dès que la marge disponible sur cette branche critique a été totalement allouée. D’un autre côté, exclure un couple branche/indisponibilité peut potentiellement mener à des problèmes de

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sécurité sur le réseau, vu qu’une surcharge sur cette branche pourrait être causée par des échanges dans la région CWE trop importants mais acceptés.

Un élément est considéré comme significativement impacté par les échanges transfrontaliers de la région CWE, si son PTDF maximal est supérieur à une valeur de sensibilité fixe.

Pour chaque couple branche/indisponibilité, sa valeur de sensibilité est calculée de telle manière:

Sensibilité = max (PTDF (BE), PTDF (DE), PTDF (FR), PTDF (NL)) - min (PTDF (BE), PTDF (DE), PTDF (FR), PTDF (NL))

En utilisant l’expérience des périodes de simulation pour définir cette valeur, les experts du projet CWE FB se sont accordés sur un seuil de 5 %, considéré comme un compromis optimal entre les deux besoins (maximaliser les possibilités d’échange et garantir la sécurité du réseau).

Pratiquement, cette valeur de 5% signifie par exemple qu'un couple branche/indisponibilité pour lequel il n’y aucun échange de 1000 MW entre deux hubs de la région CWE causant un flux de plus de 50 MW sur la branche critique, ne peut pas être considéré comme un couple branche/indisponibilité critique.

Tous les couples branche/indisponibilité qui respectent ce critère ne sont pas systématiquement identifiés comme couples branche/indisponibilité critiques par les GRT, mais les couples branche/indisponibilité qui ne respecteraient pas ce critère sont automatiquement signalés dès que les PTDF sont calculés (lors d’un prétraitement par l’outil de calcul des PTDF).

La règle générale est donc d'exclure tout couple branche/indisponibilité qui ne répond pas au seuil de sensibilité. Toutefois des exceptions à cette règle sont permises: si un GRT décide de garder le couple branche/indisponibilité, il doit le justifier auprès des autres GRT de la région CWE. Le cas échéant, les GRT peuvent engager des discussions et demander des clarifications sur la justification fournie. Ces cas exceptionnels seront aussi transmis pour monitoring aux régulateurs de la région CWE.

Afin d'évaluer la pertinence de ce seuil de 5% au fil du temps, les GRT de la région CWE surveilleront constamment les branches prises en compte dans le système d'allocation. Jusqu'à présent (lors des simulations), les branches critiques « actives », c'est à dire les branches critiques ayant réellement limité le marché, ont respecté ce seuil de 5%, même si elles s’en approchaient parfois de près. Cela tendrait à confirmer l'adéquation de la valeur actuelle.

4.3.4 Analyse du set de CBCO

Les GRT s’engagent à réévaluer leur set de CBCO de deux manières différentes sur base d’un retour d’expérience de plusieurs mois :

- d’une part en vérifiant ex-post, si les branches critiques respectant le critère d’exclusion étaient adéquatement sélectionnées ;

- d’autre part, en remettant régulièrement en question le seuil (actuellement de 5%) du critère d’exclusion sur base de la fréquence, de la gravité et des justifications des violations du seuil, ou au contraire sur base de l’absence de violation du critère d’exclusion. Le « shadow price » (cf. 6.1) est aussi un indicateur utile pour mener cette analyse.

4.4 Fmax Le flux d’électricité maximal qu’une branche critique peut accepter (exprimé en MW) est donné par la formule suivante :

𝐹𝑚𝑚𝑚 = √3 ∗ 𝐼𝑚𝑚𝑚 ∗ 𝑈 ∗ cos (𝜑)

1000 [𝑀𝑀]

où :

• 𝐼𝑚𝑚𝑚 est le courant permanent maximal admissible pour une branche critique (en ampères);

• cos (𝜑) est fixé à 1 ;

• 𝑈 est une valeur fixe pour chaque branche critique correspondant à sa tension de référence (par exemple 225 kV ou 400 kV)

La valeur Imax prise en compte pour les branches critiques d’Elia varie en fonction de la saison. Le Tableau 2 ci-dessous reprend les périodes exactes correspondant à la

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définition de chacune des saisons pour l’adaptation des valeurs Imax, chaque jour commençant à minuit.

Si la température dépasse 30°C, une marge supplémentaire de 1% par degré celsius est prise en compte. Le tableau suivant présente de quelle manière les capacités thermiques Imax varient en fonction de la saison (Inom étant le courant nominal du conducteur)4.

4.5 Marge FRM

4.5.1 Différence entre prévisions et réalité

Les incertitudes liées au processus de calcul basé sur les flux doivent être quantifiées et prises en compte avant l’allocation de la capacité au marché afin d'éviter que les GRT soient confrontés en temps réel à des flux qui dépassent les flux maximums autorisés sur le réseau.

Par conséquent, pour chaque branche critique, une marge FRM (Flow Reliability Margin) doit être définie. Inévitablement, la FRM réduit la capacité allouée au marché (RAM) et l’enjeu est de la définir la plus précisément possible pour allouer un maximum de capacité au marché tout en maintenant un niveau de risque acceptable sur le réseau. La FRM est donc intrinsèquement liée à la fermeté (« firmness ») des échanges.

La FRM a pour objectif de couvrir les effets suivants:

• écarts de flux involontaires dus à l'activation des contrôles d’équilibre;

• impact sur le réseau de la région CWE des échanges commerciaux sur les frontières externes de la région CWE ou entre deux zones hors de la région CWE ;

• impact des échanges internes à chaque zone ;

• incertitudes des prévisions de production éolienne ;

• incertitudes des prévisions de charge ;

• incertitudes dans le plan de production ;

• hypothèses inhérentes à la définition des GSK ;

• changements topologiques ;

• modélisation linéaire du réseau (calculs des PTDF effectués à l’aide de modèles d’écoulement de charges en courant direct DC qui ne modélisent pas l’entièreté des effets observés sur le réseau réel en courant alternatif AC).

L'idée de base derrière la détermination des FRM est de quantifier l’incertitude en comparant les flux prédits par le modèle basé sur les flux aux flux observés en temps réel. Plus précisément, chaque cas de base (construit à l’aide des D2CF) est comparé à

4 Pour les lignes équipées du dispositif de « Dynamic Line Rating » Ampacimon, la valeur Imax peut être augmentée en tenant compte de la valeur calculée par le logiciel associé à Ampacimon.

Saison Début Fin Temp Min-Max

Hiver 16 novembre 15 mars 0-11°C Entre-saison 1 16 mars 15 mai 11-20°C Eté 16 mai 15 septembre 20-30 °C Plein été En fonction de la température réelle >30°C Entre-saison 2 16 septembre 15 novembre 11-20°C

Tableau 2

Saison Lignes Conducteurs Cu Cables Transfos Hiver 112%Inom 100% Inom 100%Inom 110%Inom Entre-saison 106%Inom 100% Inom 100%Inom 100%Inom Eté 100%Inom 95% Inom 100%Inom 100%Inom Plein été 90%Inom 90% Inom 100%Inom 90%Inom

Tableau 3

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l’image du réseau (« snapshot ») prise le jour J et contenant les tensions et flux d'énergie dans le réseau.

Les principes du processus de calcul de FRM sont définis dans la Figure 7.

Afin d’effectuer une comparaison valable, les flux « prévus » sur les éléments (obtenus en multipliant les positions nettes des 4 marchés par les PTDF de ces éléments) prennent en compte tous les échanges commerciaux réalisés en jour J entre les différents marchés (donc aussi les échanges infra-journaliers): les mêmes échanges commerciaux (et donc positions nettes) que ceux observés en temps réel sont ainsi pris en compte pour le calcul des flux « prévus ».

Figure 7

Les différences entre les observations et les prédictions sont stockées dans une base de données qui permet d’effectuer régulièrement une analyse statistique.

En fonction de sa politique de gestion du risque, chaque GRT peut alors déterminer les FRM correspondant à ses branches critiques.

Vu que le réseau et les conditions opérationnelles changent, ces analyses statistiques doivent être effectuées à intervalles réguliers (au moins une fois par an) pour garantir des valeurs FRM réalistes.

4.5.2 Méthode appliquée par Elia

Pour déterminer les FRM sur base des données récoltées, Elia s’impose une méthode qui respecte au mieux les critères suivants:

1) Obtenir une valeur qui limite le risque de surcharges sur les branches critiques en temps réel ;

2) Obtenir une valeur qui n'est pas trop élevée pour éviter d’obtenir (inutilement) un domaine de capacité FB trop petit ;

3) Utiliser un nombre suffisant de données pour arriver à un résultat statistiquement représentatif ;

4) Eviter que la méthode ne soit biaisée par des effets qui se produisent dans un réseau qui est peu chargé : les différences ont tendance à être plus grandes dans les situations peu chargées, parce que dans ces cas-là, le réseau permet aux opérateurs d’accepter des changements (production, topologie,...) qui s’écartent des prévisions ;

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5) Eviter que la méthode ne soit biaisée par des effets qui se produisent quand une branche critique est très chargée (comme la prise de plots supplémentaires sur les PST ou le fait qu’une parade curative n’est en réalité activée que très rarement, seulement après un éventuel incident).

Typiquement, pour un couple branche/indisponibilité critique donné, toutes les comparaisons entre flux prévu par les PTDF et flux observé en temps réel (snapshot) sur la branche critique peuvent être représentées dans un graphe tel qu’à la Figure 8.

Figure 8

Le flux prévu par les PTDF est représenté en abscisse, tandis que le flux réel est indiqué sur l’axe des ordonnées. Un modèle parfait rassemblerait l’ensemble des points précisément sur la droite diagonale bleue.

Elia détermine d’abord la zone dans laquelle sont situés les points à prendre en considération. Ces points sont ceux pour lesquels le flux réel est supérieur au flux prévu (au-dessus de la diagonale) et pour lesquels le flux réel est supérieur à 0 MW (zone verte dans la Figure 9).

Figure 9

Ensuite, la FRM sera définie dans ce domaine en définissant une deuxième zone (délimitée par la ligne rouge dans la Figure 10) telle qu’exactement 90% des points sont inclus dans la zone et 10% sont au-delà de cette zone. La position de la ligne rouge définit alors la valeur de la FRM : 90% des points de la zone verte sont ainsi couverts par la FRM.

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Figure 10

Cette analyse est effectuée pour chaque couple branche/indisponibilité critique. La valeur de la FRM pour une branche critique donnée sera finalement la valeur médiane des FRM obtenues pour chaque couple branche/indisponibilité critique concernant cette branche critique.

Une fois que la FRM d’une branche critique a été déterminée, elle ne changera plus avant la prochaine étude FRM et elle sera appliquée à tous les couples branche/indisponibilité critiques concernant cette branche critique.

4.5.3 Ajustement opérationnel Il peut arriver que l’expérience du GRT le pousse à remettre en question la « FRM théorique» telle qu’initialement calculée par méthode statistique. Dans ce cas, les GRT peuvent potentiellement appliquer un «ajustement opérationnel » de la valeur de la FRM. Il est important de noter ici que:

• Cet ajustement est censé être relativement «petit». Ce n'est pas un remplacement arbitraire de la FRM mais une adaptation de la valeur initiale.

• Cet ajustement n’a lieu qu'une seule fois par branche critique lors de l'analyse FRM (en d'autres termes, le GRT ne peut pas ajuster sa FRM à tout moment). La valeur opérationnelle de la FRM est calculée une fois et devient alors un paramètre fixe jusqu’à la prochaine étude FRM.

• Ce processus d'ajustement doit rester exceptionnel.

• Ces ajustements sont systématiquement justifiés et documentés par les GRT qui les appliquent.

4.6 Parades (RA) Pour éviter de limiter inutilement les échanges du marché, les GRT tiennent compte des parades (RA) permises en J-2 et disponibles pour chaque couple branche/indisponibilité critique. Ces parades sont adaptées et vérifiées quotidiennement par les opérateurs des GRT, en fonction de la situation prévue sur le réseau au cours du jour J.

En pratique, les parades sont prises en compte via le fichier qui reprend l’ensemble des couples branche/indisponibilité critiques de chaque GRT. Chaque parade est liée à un couple branche/indisponibilité critique et cette information est prise en compte lors du calcul des paramètres FB.

4.6.1 Parades explicites et implicites

La méthode de calcul des capacités basé sur les flux peut prendre en compte des parades « explicites » et « implicites ». Une parade explicite peut consister en :

- une modification de la position des plots d'un transformateur déphaseur (PST) ;

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- une mesure topologique: l'ouverture ou la fermeture d'un disjoncteur de ligne, câble, transformateur, coupleur de jeu de barres, ou le changement d'un élément du réseau d’un jeu de barres à un autre ;

- du redispatching curatif: changer certaines productions ou charges.

Ces parades explicites sont appliquées lors du calcul de paramètres FB et leur effet sur les couples branche/indisponibilité critiques est directement déterminé (impact sur la RAM et sur les PTDF).

Une parade implicite peut être utilisée quand il n'est pas possible d'exprimer explicitement un ensemble d'actions correctives en changements concrets détaillés. Dans ce cas, une valeur d’ajustement final (FAV, cf. 4.7) sera utilisée comme parade.

L’influence d’une parade implicite doit être évaluée par le GRT à l’avance, vu que la parade n’est pas explicitement décrite et ne peut pas être prise en compte lors du calcul des PTDF. Le GRT doit donc déterminer la valeur d’ajustement finale à prendre en compte pour augmenter la RAM. Contrairement aux parades explicites, les parades implicites n’influencent pas directement les PTDF, mais uniquement la marge (RAM) sur la branche critique concernée.

L’usage de parades implicites est considéré comme exceptionnel. Il est challengé par les autres GRT et est l’objet d’un monitoring par les régulateurs.

4.6.2 Inclusion du domaine de capacités allouées en long terme (LTA)

Chaque GRT définit les parades disponibles dans sa zone de contrôle. L’objectif commun minimum est d’obtenir un domaine de capacité (domaine FB) qui couvre les capacités allouées lors des enchères long terme (domaine LTA). Il est convenu que le domaine LTA doit impérativement être inclus dans le domaine de capacité FB. Bien que dans la grande majorité des cas, la taille du domaine de capacité FB soit largement suffisante, des parades particulièrement complexes peuvent être nécessaires dans certaines situations exceptionnelles.

Toutes les actions coordonnées possibles sont alors prises en considération. Chaque GRT peut donc, si cela ne met pas en péril la sécurité de son système, appliquer des parades supplémentaires afin de couvrir le domaine LTA.

4.6.3 Coordination des parades (RA)

Un processus de coordination quotidien (nocturne, entre J-2 et J-1) entre les GRT de la région CWE a été défini pour convenir des parades ayant une influence significative sur les réseaux voisins. Les mesures envisagées incluent aussi bien le réglage des transformateurs déphaseurs (« PST » à Zandvliet/Vaneyck, Gronau, Diele et Meeden) que des actions topologiques habituelles.

Les principes de base de cette coordination sont les suivants:

a) Calcul local: chaque GRT essaie de couvrir le domaine LTA en utilisant ses propres parades. Si ce n'est pas suffisant, le GRT prend en compte les parades chez d'autres GRT. Ensuite, chaque GRT définit une proposition d’action coordonnée pour la situation problématique.

b) Échange des propositions: la/les proposition(s) est/sont partagée(s) entre GRT pour examen.

c) Analyse, coordination et confirmation: les GRT analysent et s’accordent sur les mesures à prendre en compte. Le but est d’éviter que des parades contradictoires soient utilisées pour une même situation. Coreso participe à cette phase de coordination en calculant et proposant des solutions coordonnées. Une fois convenues, ces parades sont supposées contraignantes et disponibles.

4.7 Valeur d’ajustement final (FAV) La valeur d’ajustement final (FAV) permet d’augmenter ou de diminuer la RAM d’une branche critique pour des raisons très spécifiques décrites ci-dessous, lorsque les compétences et l'expérience opérationnelles ne peuvent être introduites directement dans le système FB.

Les principes suivants ont été définis:

• Une valeur de FAV négative augmente la RAM en permettant de simuler l'effet de parades trop complexes pour être prises en compte de manière explicites. Le GRT doit déterminer la FAV via des analyses de sécurité préalables au calcul des paramètres FB.

• Une valeur de FAV positive réduit la marge disponible sur une branche critique. Son usage découle de la phase de vérification effectuée par les GRT (cf. 5.5)

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pendant laquelle des surcharges qui n’ont pas été détectées lors du calcul coordonné du domaine de capacité FB peuvent éventuellement encore l’être par des calculs locaux du GRT (avec un modèle d’écoulement de charges en courant alternatif AC). Dans ce cas, la surcharge détectée sera la valeur de la FAV à prendre en compte.

• Tout usage d’une FAV sera dûment documenté et justifié par le GRT et communiqué aux régulateurs.

4.8 Contraintes Externes Outre les contraintes liées aux branches critiques, d'autres limitations spécifiques peuvent être nécessaires pour garantir la sécurité du réseau. Les limites d'import/export définis par les GRT sont prises en compte comme des branches critiques spéciales – appelées contraintes « externes ». Ces contraintes ne sont pas nouvelles et sont aussi prises en compte lors des calculs menant aux capacités ATC. Le calcul des capacités basé sur les flux permet de mentionner ces contraintes explicitement.

Plusieurs raisons justifient l’usage de ces contraintes externes, parmi lesquelles :

• Eviter des résultats du marché qui conduisent à des problèmes de tension ou de stabilité du réseau, détectés par des études complémentaires. Un niveau d’import trop élevé peut en effet conduire à l’arrêt d’un nombre trop important d’unités de production pour garantir la stabilité et la qualité de tension du réseau. Ces effets ne sont pas détectables lors du calcul des paramètres FB, vu qu’il est effectué en utilisant un calcul d’écoulement de charges en courant continu DC négligeant certains effets observés dans un réseau chargé en courant alternatif.

• Eviter des résultats du marché qui soient trop éloignés des flux de référence du cas de base, et qui, dans des cas exceptionnels, induiraient des flux extrêmes sur le réseau, conduisant à une situation qui ne pouvait être vérifiée comme sûre par le GRT concerné.

Elia utilise une contrainte externe d'import, liée à la qualité de la tension ou à la stabilité du réseau. Cette limite est déterminée par des études ad hoc et mise à jour régulièrement pour tenir compte de l’évolution du réseau.

5 Processus quotidien du calcul coordonné de capacité FB

Le processus s’étend de l’après-midi du jour J-2 au matin du jour J-1. Le but du processus est de fournir aux acteurs de marché ainsi qu’aux bourses électriques une matrice de paramètres FB (RAM et PTDF pour les couples branche/indisponibilité critiques délimitant le domaine de capacité FB) pour permettre l’allocation de la capacité.

5.1 Préparation des données Ces activités ont lieu localement, chez chaque GRT, en jour J-2 et ont pour but de créer les inputs nécessaires à un premier calcul de domaine de capacité FB.

Les 24 D2CF sont créés et les fichiers contenant la liste des couples branche/indisponibilité critiques et les GSK sont mis à jour. Pour les 24h de la journée concernée (le jour J), la disponibilité des parades explicites classiques est aussi vérifiée et prise en compte dans le fichier CBCO. C’est l’étape de « pré-qualification » qui comprend également, le cas échéant, le partage d'informations et déjà une première coordination avec les GRT voisins.

5.2 Création du cas de base Dès que les fichiers d’input ont été fournis par tous les GRT, le cas de base peut être créé par Coreso en assemblant les D2CF des GRT de la région CWE avec les DACF fournis par les autres GRT.

Lorsque ces différents fichiers sont fusionnés, le niveau de production de chaque bloc de contrôle est adapté en utilisant ses propres GSK de manière à obtenir la position nette de la journée de référence convenue, dans les limites de faisabilité fournies pour chaque bloc de contrôle. Si ces limites de faisabilité sont atteintes, un nouveau set de positions nettes est calculé et devient le nouveau programme de référence.

Ce processus de fusion (« merging ») en utilisant les GSK permet de ne pas altérer la forme du domaine de capacité FB lors de l’atteinte des positions nettes de référence.

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5.3 Premier calcul du domaine de capacité FB Un premier calcul du domaine de capacité FB a alors lieu à l’aide d’un outil de calcul d’écoulement de charges en courant continu DC. Celui-ci détermine les PTDF et la marge (RAM) correspondant à chaque couple branche/indisponibilité critique. C’est l’association de toutes les contraintes (couples branche/indisponibilité critiques) envoyées par les GRT qui crée l’enveloppe limitant le domaine de capacité FB.

Ce calcul est effectué de manière centralisée par un opérateur. A tour de rôle, chaque GRT prend la responsabilité d’effectuer ces actions. Coreso effectue ces opérations centralisées pour Elia.

5.4 Phase de Qualification et Coordination des parades Ce premier domaine de capacité FB peut alors être interprété par les GRT localement. Les tests d’inclusion des capacités allouées en long-terme (LTA), ainsi qu’une série d’indicateurs tels que les imports/exports maximaux possibles, permettent aux GRT d’adapter leurs parades à la situation attendue pour le jour J.

Cette phase où les GRT s’efforcent d’augmenter la taille du domaine de capacité FB est appelée la phase de qualification. Il est convenu que le domaine LTA doit impérativement être inclus dans le domaine de capacité FB (cf. 4.6.2).

Si des parades ont des effets contradictoires (en augmentant les possibilités d’échanges dans un sens particulier mais en les diminuant dans le sens opposé), ce sont les parades qui tendront à maximiser le domaine dans les directions de marché les plus probables qui seront privilégiées.

Les calculs pour déterminer l’effet des parades proposées peuvent aussi être lancés localement par chaque GRT.

C’est aussi pendant cette phase qu’a lieu la procédure de coordination des parades (cf. 4.6.3) afin de s’accorder sur des parades internationales (concernant les PST ou la topologie).

La phase de qualification peut durer plusieurs heures, pendant la nuit entre J-2 et J-1. Son but est donc d’agrandir le domaine de capacité FB dans les directions de marché probables.

5.5 Phase de Vérification Contrairement à la phase de qualification, la phase dite de « vérification » est facultative. Elle donne la possibilité aux GRT qui le souhaitent d’effectuer des calculs de sécurité complémentaires, localement.

C’est par exemple le moment de vérifier que des situations extrêmes du domaine de capacité FB ne posent pas de problème pour la sécurité du réseau en prenant en compte:

• l’entièreté du réseau du GRT (pas seulement les niveaux de tension repris dans le D2CF) ;

• d’autres niveaux de production que ceux obtenus avec les GSK (par exemple en s’inspirant de ce que pourrait être le « merit order » des producteurs) ;

• la puissance réactive et la stabilité de tension grâce à un outil local d’écoulement de charges en courant alternatif AC, vu que les calculs centralisés sont effectués en DC.

S’il apparaît que des surcharges sont détectées dans ces cas extrêmes, et qu’aucune parade coordonnée ne peut plus être trouvée pour les solutionner, le GRT peut utiliser une FAV (valeur d’ajustement final, cf. 4.7) pour soulager la branche critique en question. Ces cas de réductions du domaine seront dûment documentés et justifiés par le GRT concerné et communiqués aux régulateurs.

La phase de vérification a lieu en fin de nuit, au début du jour J-1.

5.6 Adaptations Finales Un dernier calcul du domaine de capacité FB a lieu avant la publication des paramètres FB et prend en compte les dernières versions des fichiers CBCO des GRT (incluant les parades finales, et les FAV éventuels).

5.6.1 Inclusion automatique du domaine de capacités allouées en long terme (LTA coverage)

Après chaque étape du calcul des paramètres Flow-Based, il est possible de vérifier si le domaine de capacités alloué à long terme (annuel et mensuel) est bien inclus dans

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le domaine de capacité FB. Pour chaque branche critique limitant le domaine FB, l’outil informatique vérifie si une marge positive serait toujours disponible si les capacités allouées sur bases annuelle et mensuelle étaient entièrement nominées par les acteurs de marché. Une marge positive est nécessaire afin d’éviter toute « pré-congestion », c’est-à-dire un cas où une situation sans aucun échange DA entre hubs ne serait pas inclue dans le domaine FB.

Malgré la phase de qualification qui vise à élargir le domaine FB et même si théoriquement cela ne devrait pas se produire, le domaine FB peut ne pas totalement comprendre le domaine LTA pour deux raisons :

1) Certaines parties du domaine LTA (basé sur la méthodologie NTC) sont considérées comme des directions de marché improbables. Par exemple, une situation d’export maximal sur toutes les frontières électriques belges n’est généralement pas considérée comme probable.

2) Une autre raison est l’impossibilité pour un GRT de définir explicitement des parades pour certaines situations opérationnelles particulièrement complexes.

Dans ces cas-là, les GRT peuvent utiliser une valeur d’ajustement final pour augmenter la marge sur les branches critiques en question en comptant sur des parades exceptionnelles à mettre en œuvre. Les GRT peuvent aussi laisser un système de « couverture automatique du domaine LTA » agir. Dans ce cas, l’outil informatique applique une méthode qui augmente le domaine FB jusqu’à couvrir l’entièreté du domaine FB. Des branches critiques « virtuelles » (sans rapport direct avec la réalité physique du réseau) sont créées pour remplacer les branches qui offraient initialement moins de marge que nécessaire pour inclure le domaine LTA.

Cette couverture automatique du domaine LTA est illustrée à la Figure 11.

L’usage de cette fonctionnalité sera l’objet d’une analyse prudente et d’un monitoring des régulateurs.

Figure 11

5.6.2 Inclusion d’un domaine « LTA+ » en cas exceptionnel

Le niveau de nominations long terme (LTN) par les acteurs du marché peut varier et être influencé par de nombreux facteurs. Dans des cas extrêmes, la nomination de l’entièreté des droits alloués en LT conjuguée à une faible capacité disponible pour le marché DA pourrait résulter en une capacité trop faible pour garantir une formation du prix correct sur le marché journalier. Ce risque est aussi directement lié à la liquidité du marché en question. Par contre, cette situation ne peut pas se produire avec des FTR Options (Financial Transmission Rights Options) puisque les nominations ne sont dans ce cas plus possibles et que l’entièreté du domaine LTA est disponible pour l’allocation journalière.

Même si rien ne permet de penser qu’une hausse du niveau de nomination soit probable avec le mécanisme actuel de PTR (Physical Transmission Rights) avec UIOSI (Use It Or Sell It), les partenaires de projet mettront en place une mesure qui pourra

Domaine LTA, sûr, calculé mensuellement en prenant en compte une hypothèse de direction de marché ou implicitement des parades complexes

Domaine FB après qualification: les GRTs ont privilégié les parades dans les directions de marché probables ou certaines parades complexes ne peuvent pas être prises en compte explicitement. La CB en rouge ne dispose pas à ce stade de marge suffisante pour couvrir le domaine LTA.

Le domaine FB final, juste avant l’ajustement aux nominations LT, couvrant le domaine LTA et restant sûr. Pas de precongestions possible.

Création de « CB virtuelles », ne correspondant pas à la physique du réseau mais couvrant au mieux le domaine de capacité LTA. Cesnouveaux paramètres FB tiennent implicitement compte des parades exceptionnelles ou complexes qui ont été prises en compte lors du calcul du domaine LTA. L’utilisation du FAV aurait par contre pour conséquence d’écarter la CB en rouge parallèlement jusqu’à dépasser le domaine LTA.

Zone de precongestion potentielle si les capacités LT sont nominées dans cette direction de marché

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être activée pour limiter le risque de mauvaise formation des prix sur le marché journalier. Il s’agira, si une telle tendance se concrétisait, d’effectuer exceptionnellement une inclusion automatique telle que décrite au point 5.6.1 d’un domaine plus grand que le domaine LTA, désigné par « LTA+ ». Cette mesure sera activée si pour au moins une heure d’une journée, la somme des LTN sur les frontières belges ont atteint 80% des LTA dans la direction des imports belges. La mesure comprend deux actions complémentaires :

• Sur la frontière FR-BE, il s’agira alors de garantir un domaine FB qui offre 200 MW de capacité en plus que les capacités allouées en LT pour les 7 jours suivant ;

• Sur la frontière NL-BE, la capacité mensuelle allouée pour le mois suivant sera réduite de 165 MW (à 147 MW, en ligne avec le « Grid Code » néerlandais), de manière à garantir 165 MW de capacité journalière supplémentaire pendant l’entièreté de ce mois-là.

5.6.3 Prise en compte des nominations long terme (LTN)

C’est seulement le matin du jour J-1 que sont connues les nominations long terme effectives (LTN), introduites par les acteurs de marché avec le mécanisme actuel de PTR (Physical Transmission Rights). Les estimations de nominations long terme utilisées jusqu’ici dans le calcul du domaine de capacité sont alors remplacées par les nominations réelles des acteurs du marché relatives au jour J. En soi, cette adaptation n’a aucun impact sur le domaine de capacité FB, mais cela impacte toutefois légèrement les flux de référence dans le cas de base et donc les RAM disponibles sur chaque branche critique (à la hausse ou à la baisse, en fonction de la direction des nominations). Cette adaptation est schématisée à la Figure 12.

Figure 12

5.6.4 Filtrage « presolve »

Avant la publication des paramètres FB, un dernier filtrage des couples branche/indisponibilité critiques (appelé « presolve ») a lieu. Il consiste à ne garder que les couples branche/indisponibilité critiques qui sont les plus contraignants, et qui forment donc l’enveloppe du domaine de sécurité. La grande majorité des couples branche/indisponibilité critiques définis initialement par les GRT est donc supprimée car redondante.

Finalement seuls quelques couples branche/indisponibilité critiques peuvent (potentiellement) limiter les échanges. Après cette opération de « presolve », la matrice de paramètres FB contient typiquement une vingtaine de couples branche/indisponibilité critiques par heure.

5.7 Publication des paramètres FB

5.7.1 Publications quotidiennes

Pour chaque heure du jour J, une matrice du type de celle représentée dans le Tableau 4 est publiée.

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CBCO PTDF RAM (MW) BE DE FR NL

CBCO 3 -0.02054 -0.13323 -0.06437 -0.31165 549 CBCO 4 -0.00477 -0.06102 -0.02712 0.07297 674 CBCO 9 -0.00477 -0.06102 -0.02712 0.07297 214 CBCO 11 0.07723 0.26487 0.16099 0.41058 953 CBCO 13 0.02377 -0.1116 0.0699 -0.09482 823 CBCO 16 0.02623 -0.1256 0.0768 -0.10458 317 CBCO 21 -0.02739 -0.19469 -0.33094 -0.11509 492 CBCO 22 0.08809 -0.12253 -0.07017 -0.13598 531

Tableau 4

Elle contient toutes les informations nécessaires aux acteurs de marché pour calculer des indicateurs tels que :

• Les positions nettes minimales et maximales possibles pour chaque zone

• Les échanges bilatéraux maximaux possibles entre deux zones

• L’évolution de ces valeurs sur une journée complète

Par facilité, ces indicateurs sont d’ailleurs directement fournis aussi par les GRT.

Les GRT mettent également à disposition des acteurs un outil permettant de tester si des combinaisons d’échanges ou de positions nettes sont possibles (inclus dans le domaine de capacité FB) pour chaque heure.

Une matrice telle que représentée au Tableau 4 est publiée à différent moments :

• En J-1 avant 8h (heure visée) : les paramètres initiaux représentent le domaine FB obtenu avant les nominations LT avec des CBCO anonymisées au hasard;

• En J-1 avant 10h30 (heure visée) : les paramètres finaux après nominations LT avec les CBCO anonymisées de la même manière que pour la publication initiale. Au même moment seront publiées les ATC pour Shadow Auctions éventuelles (cf. chapitre 9) ;

• Deux jours après le couplage DA, la même matrice sera publiée mais cette fois en spécifiant pour chaque CBCO sa localisation (hub/frontière) et en respectant une désignation qui reste fixe au fil du temps. Les branches critiques « actives », c’est-à-dire limitant les échanges du marché (cf. 6.1), seront aussi indiquées. La matrice sera du même type que celle au Tableau 5.

CBCO PTDF RAM (MW) BE DE FR NL

CBCO 22 (BE-NL) -0.02054 -0.13323 -0.06437 -0.31165 549 CBCO 13 (FR-DE) -0.00477 -0.06102 -0.02712 0.07297 674 CBCO 54 (NL) -0.00477 -0.06102 -0.02712 0.07297 214 CBCO 45 (NL-BE) 0.07723 0.26487 0.16099 0.41058 953 CBCO 89 (DE-NL) 0.02377 -0.1116 0.0699 -0.09482 823 CBCO 49 (NL-DE) 0.02623 -0.1256 0.0768 -0.10458 317 CBCO 12 (FR-BE) -0.02739 -0.19469 -0.33094 -0.11509 492 CBCO 25 (NL-BE) 0.08809 -0.12253 -0.07017 -0.13598 531

Tableau 5

A la demande des acteurs de marché, les branches critiques redondantes (c’est-à-dire filtrées lors de l’étape de « presolve » – cf. 5.6.45.6) seront aussi publiées avec désignation fixe.

Après le couplage des marchés, les informations suivantes seront publiées (sur www.casc.eu ou sur la Transparency Platform d’ENTSO-E)):

• La capacité allouée;

• Le revenu de congestion total de la région CWE ;Les prix et positions nettes résultant du couplage ;

• Les échanges bilatéraux programmés ;

• Les courbes des demandes et offres agrégées.

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5.7.2 Autres publications

Les informations générales suivantes sont à disposition des acteurs de marché et seront mises à jour si nécessaire :

• Une description de la méthodologie coordonnée de calcul de capacité basée sur les flux ;

• Un aperçu du processus opérationnel du calcul de capacité basé sur les flux ;

• Une description de la solution de couplage de marché CWE FB ;

• Les dispositions de « fallback » en cas de découplage ;

• Les dispositions liées au « rollback » ;

• Une description de l’algorithme de couplage Euphemia (par les partenaires de projet MRC);

• Un modèle de réseau statique reprenant les caractéristiques des principaux éléments du réseau (dépendant de chaque GRT).

En outre, des informations spécifiques au modèle de base commun (D2CF) seront aussi fournies (mensuellement, ex-post) aux acteurs de marché pour chaque heure:

• La charge verticale (les productions solaire et éolienne étant déduites de cette charge);

• La production électrique ;

• Les échanges bilatéraux de référence.

6 Allocation de la capacité FB

Le processus de calcul coordonné de capacité FB conduit à la création d’une matrice de paramètres qui reprend, pour chaque heure, la liste des RAM et des PTDF pour les contraintes (couples branche/indisponibilité critiques) délimitant le domaine de capacité. Ces paramètres FB remplacent donc le set de valeurs ATC qui sont allouées dans un mécanisme de couplage de marchés ATC.

La mise en place du couplage de marchés basé sur les flux ne modifie pas les exigences liées à l’algorithme de couplage de marché Euphemia, développé dans le cadre du projet de couplage des prix dans la région NWE. Euphemia est capable d’accepter des paramètres FB pour une certaine région (en l’occurrence CWE) et des capacités ATC pour les autres frontières de la zone couplée.

6.1 Couplage des marchés basé sur les flux L’objectif de l’algorithme de couplage de marchés est de maximiser le DAMW, en respectant les contraintes exprimées par les paramètres FB.

Les bourses d’électricité (PX) fournissent les carnets d’ordres d’achat et de vente. Les variables pour l’algorithme sont les 4 positions nettes de la région CWE, sachant que leur somme doit être égale à zéro (ce qui est acheté doit égaler ce qui est vendu).

Les GRT fournissent les paramètres FB qui permettent d’établir les contraintes à respecter :

� 𝑃𝑃𝑃𝐹𝑐𝑐𝑧 .𝑛𝑛𝑛𝑧 ≤ 𝑅𝑅𝑀𝑐𝑐𝑧∈𝐶𝐶𝐶

∀ 𝑐𝑐 ∈ 𝐶𝐶

où

• 𝑐𝑐 ∈ 𝐶𝐶: une branche critique cb parmi l’ensemble des branches critiques CB

• 𝑧 ∈ 𝐶𝑀𝐶: la zone z parmi les zones de la région CWE

• 𝑃𝑃𝑃𝐹𝑐𝑐𝑧 : le PTDF de la zone z sur la branche critique cb

• 𝑛𝑛𝑛𝑧 : la position nette (import/export) de la zone z

• 𝑅𝑅𝑀𝑐𝑐 : la marge allouée sur la branche critique cb

Si le DAMW est maximal sans qu’aucune de ces contraintes ne soit active, c’est-à-dire sans l’apparition d’une congestion, cela signifie que les RAM des branches critiques sont suffisantes pour permettre tous les échanges souhaités par le marché. Le prix obtenu sera le même dans les 4 zones de la région CWE (convergence de prix).

Par contre, si une telle contrainte est active, c’est-à-dire si une RAM est totalement allouée et donc s’il y a congestion, le prix dans chaque zone est directement lié aux

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PTDF de la branche critique active. Le prix d’une zone reflète l’influence de cette zone sur la contrainte.

La branche active possède aussi un « shadow price » (SP – toujours positif) qui représente l’augmentation en DAMW qui résulterait de la mise à disposition du marché de 1 MW de capacité supplémentaire sur cette branche critique.

Une seule équation lie les prix (en deux zones quelconques de la région CWE), les PTDF (des deux zones sur la branche critique active) et le « shadow price » de la branche critique active:

0Price ShadowPTDFPTDFPP

≥=−

−

zy

yz

où 𝑧,𝑦 ∈ 𝐶𝑀𝐶: les zones z et y parmi les zones de la région CWE.

Cette relation est fondamentale pour saisir les propriétés d’une allocation basée sur les flux :

• Les différences de prix entre deux zones sont proportionnelles aux différences de PTDF. Comme les influences de deux zones sur la branche critique (PTDF) ne sont en pratique jamais identiques, les prix sont aussi toujours différents lorsque le « shadow price » n’est pas nul, c’est à dire lorsqu’il y a congestion. Une contrainte quelque part dans la région CWE suffit donc à créer 4 prix différents.

• On peut donc aussi déduire que pour une contrainte donnée, plus le PTDF d’une zone est petit, plus élevé sera le prix dans cette zone :

zyyz PPPTDFPTDF >⇒>

• Ces équations traduisent aussi le fait que le couplage de marchés basé sur les flux vise à allouer la capacité rare (RAM de la branche critique active) de la manière optimale, c’est-à-dire en sélectionnant en priorité les échanges qui utilisent le moins cette capacité. Les offres d’échange ayant le plus faible impact sur la branche critique (faible PTDF) seront sélectionnées en priorité, même si leur prix est plus élevé qu’une offre d’échange similaire avec une zone ayant un impact plus élevé sur la branche critique (PTDF plus élevé).

6.2 Intuitivité L'objectif de l’algorithme de couplage de marché est de fournir une solution admissible en termes de contraintes et maximisant le DAMW. Dans certains cas, la solution optimale constitue une situation dite « non-intuitive », c’est-à-dire apparemment contraire au principe économique qui veut qu’un bien s’exporte de la zone où il est le moins cher vers la zone où le produit est plus cher.

Deux cas non-intuitifs peuvent se produire :

• La zone la plus chère est forcée d’exporter de l’électricité ;

• La zone la moins chère est forcée d’importer de l’électricité.

Ces situations s’expliquent en prenant en compte la physique électrique et le respect des lois de Kirchhoff. Dans un réseau maillé tel que celui de la région CWE, le flux sur la branche critique active (qui limite le marché) peut être diminué en créant un échange non-intuitif, d’une zone bon marché vers une zone chère. Cet échange non-intuitif dégage de la marge sur la branche critique, marge qui peut alors servir à accepter plus d’échanges « intuitifs », créant ainsi plus de DAMW que ce que l’échange non-intuitif a détruit. Globalement, la solution est optimale, même si localement, là où a lieu l’échange non-intuitif, du DAMW a été détruit.

Selon les points de vue, ces échanges non-intuitifs peuvent être considérés comme inacceptables. Un « patch » a été développé et intégré à l’algorithme pour, lorsque la solution initialement proposée est non-intuitive, modifier le résultat de manière à obtenir une situation qui puisse être décomposée en échanges intuitifs (mais qui s’écarte donc de l’optimum global).

Il est théoriquement prouvé que les petites zones sont plus susceptibles d’être impliquées dans les situations non-intuitives.

Les partenaires du projet CWE FB ont publié un rapport exhaustif (cf. document annexé n°2) sur tous les aspects liés à cette question d’intuitivité. Sur base de l’avis des acteurs du marché et des régulateurs, il a été décidé d’opter pour le « FB intuitif » (donc en activant le patch) au démarrage du couplage de marchés basé sur les flux. Toutefois, les résultats obtenus sans l’activation du patch seront aussi simulés pour permettre une comparaison des deux méthodes à plus long terme.

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6.3 Adaptation de l’algorithme pour les cas de pénurie Les principes expliqués au point 6.1 permettent de maximiser le DAMW et sont parfaitement justifiés dans la toute grande majorité des cas. Toutefois, la prise en compte des PTDF lors de l’allocation peut mener à des situations critiques en cas de forte pénurie sur un ou plusieurs marchés.

Dans ce cas, une zone obtenant un prix inférieur au prix maximal (3000€/MWh) pourrait en effet, via l’influence des PTDF, entraîner ce prix maximal dans une autre zone et créer une situation de pénurie sur le marché journalier (« order curtailment »). Les acteurs du marché en pénurie, prêts à acquérir de l’énergie à n’importe quel prix (en plaçant des ordres « à tout prix » ou « price taking orders » PTO) pourraient voir leur offre d’achat rejetée au bénéfice d’une offre d’achat, dans une autre zone, de prix moins élevé que les 3000€/MWh auxquels sont actuellement limités les ordres.

Cette situation a été jugée inacceptable et plusieurs solutions ont été étudiées pour y remédier. Parmi elles, une solution a été sélectionnée pour faire face à ces situations extrêmes. L’idée est d’activer une mesure complémentaire (un ‘patch’) dans l’algorithme de couplage des marchés Euphemia, visant à augmenter artificiellement le prix des ordres « à tout prix » lors du couplage. Mathématiquement, cela revient à pénaliser le rejet des PTO dans la fonction objectif de l’algorithme et à forcer leur acceptation. Il a été décidé d’opter pour une pénalisation quadratiquepermettant un partage des imports disponibles et donc de la pénurie (« order curtailment ») lorsque plusieurs zones sont concernées par la pénurie en se basant sur les ratios de PTO5. Cela évite, lorsque plusieurs marchés sont en situation de pénurie, que l’entièreté des imports disponibles soit attribuée à un seul marché (ce qui aurait été le cas avec une pénalisation linéaire). Cette répartition des imports disponibles est jugée plus équitable même si elle entraîne évidemment une diminution du DAMW global.

Lorsque les positions nettes des différentes zones ont été calculées en tenant compte du patch - ce qui limite les situations de pénurie - les prix sont alors ramenés en dessous de la limite de 3000€/MWh.Les partenaires du projet CWE sont confiants qu’une telle solution sera disponible pour l’hiver 2015-16 et s’engagent à tout mettre en œuvre pour cela.

7 Calcul des ATC ID initiales

Le passage à une méthode basée sur les flux pour le marché journalier introduit une différence de modèle par rapport à l’allocation des capacités infra-journalières (ID - intraday) qui reste basée sur une méthode ATC.

L'objectif est de déduire les ATC ID des paramètres FB, après avoir ajusté ceux-ci en fonction des résultats de l’allocation J-1. Les ATC ID peuvent donc être considérées comme les capacités disponibles restantes dans le domaine de capacité FB après le marché journalier. En soi, le calcul des capacités ATC ID initiales n’est donc pas un nouveau processus de calcul de capacités.

Un algorithme a été développé pour déterminer ces ATC ID, en respectant les actions suivantes :

1. Les RAM des branches critiques limitant le domaine de capacité FB sont d’abord adaptées pour tenir compte des positions nettes après le couplage de marchés DA.

2. Pour chaque branche critique, la marge disponible restante est partagée en parts égales entre les frontières internes de la région CWE dans la direction qui charge la branche critique.

3. Pour chacune de ces parts de marge de branche critique, les échanges bilatéraux maximaux sont déduits (en utilisant les PTDF).

4. Les échanges bilatéraux totaux sont mis à jour en additionnant les valeurs minimales obtenues pour chaque branche critique.

5. Les marges sur les branche critique sont mises à jour en prenant en compte les nouveaux échanges bilatéraux calculés en 4, et une nouvelle itération reprend à l’action 2.

5 La fonction objectif d’Euphemia prend alors la forme : max DAMW – M * (volume de PTO rejetés) * (ratio de PTO rejetés)2 où « M » est une grande valeur qui représente la pénalité à rejeter des PTO et le « ratio de PTO rejetés » = (volume de PTO rejetés/somme des PTO du même marché)

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6. Les itérations stoppent lorsque la valeur maximale pour toutes les branches critiques de la différence entre les marges des 2 dernières itérations est plus petite qu’un seuil (donc quand une itération supplémentaire n’augmenterait plus les marges).

Après l’exécution de l’algorithme, certaines branches critiques n’ont plus de marge disponible, ce sont donc les éléments limitant du calcul des ATC ID initiales.

Les ATC ID reçoivent les valeurs (arrondies) qui ont été déterminées pour les échanges bilatéraux maximaux obtenus après les itérations.

Une marge de tolérance optionnelle peut être activée pour chaque hub pour éventuellement assurer des capacités ATC ID minimales, mais ceci dépasse le cadre de l’allocation journalière basée sur le flux.

De plus, ces valeurs ATC ID initiales pourront être revues dans le cadre de procédures infra-journalières coordonnées entre GRT sur base bilatérale ou régionale.

8 Procédures de Backup et de Fallback pour le calcul de capacités FB

Certaines circonstances (comme un problème technique dans les outils, une communication défaillante, des données manquantes ou erronées,...) peuvent empêcher les GRT de calculer des paramètres FB selon la méthode décrite ci-dessus.

Pourtant, chaque jour 24 sets de données FB doivent pourtant être générés pour pouvoir procéder à l’allocation. Les méthodes appliquées par les GRT pour respecter cet engagement sont expliquées ci-dessous.

8.1 Stratégie de remplacement Tout d'abord, si les données pour maximum 2 heures sont manquantes, les GRT vont appliquer une «stratégie de remplacement» afin de combler ces manquements. Le principe est basé sur une interpolation à partir des heures valides. Le domaine de capacité FB de l’heure manquante est composé de l’intersection des domaines de capacité FB des heures précédente et suivante. Des marges de sécurité pré-calculées sont ensuite ajoutées pour garantir la sécurité du réseau.

Ces marges sont différentes pour chaque GRT (pour éviter des marges trop grandes) et sont mises à jour quotidiennement, sur base d’une comparaison des paramètres FB réels avec ceux qui auraient été obtenus en appliquant la stratégie de remplacement (analyse statistique). Chaque extrémité du domaine de capacité FB interpolé est comparée au domaine réel. Si une marge de sécurité avait été nécessaire, sa valeur est stockée dans une base de données qui s’enrichit chaque jour, et qui permet de déterminer statistiquement une marge par GRT et par heure (percentile 90%).

8.2 Paramètres FB de Fallback A partir de 3 heures consécutives manquantes, les GRT calculeront des « paramètres de Fallback ». Ceux-ci seront basés sur les capacités bilatérales allouées en long terme (LTA) qui peuvent facilement être converties en contraintes externes (cf. 4.8). Pendant le processus de calcul de capacités, et donc en fonction des conditions opérationnelles prévues, les GRT définiront quelle capacité « n » (positive) peut être ajoutée à ces LTA sur chaque frontière.

9 ATC pour “Shadow Auctions”

Dans le cas d'un découplage dans la région CWE, la philosophie reste la même que dans le couplage de marché ATC : de « Shadow Auctions » (SA) explicites seront organisées. Dans ce cas, les 24 domaines de capacité FB définis lors du processus de calcul coordonné serviront de base à la détermination des ATC pour les SA. Comme il y a une infinité de possibilités pour définir un set d'ATC dans un domaine de capacité FB, un algorithme est utilisé par les GRT. L’algorithme est le même que celui qui détermine les ATC ID initiales (cf. chapitre 7), à la différence que les itérations démarrent au domaine LTA, comme le montre la Figure 13.

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Figure 13

10 Rollback

Malgré la longue période d’expérimentation et de tests qui aura précédé le lancement du couplage de marchés basé sur les flux, celui-ci restera un changement majeur. De nombreux systèmes et procédures opérationnelles auront été fondamentalement adaptés. Si dans les deux mois suivants le démarrage, un problème majeur survenait ou les résultats obtenus étaient contre toute attente inacceptables, les partenaires de projet ont prévu une solution de retour (rollback) au mécanisme de couplage des marchés ATC.

La décision de revenir à l’ATC MC sera une décision conjointe de tous les partenaires du projet, GRT et PX, réunis au sein du « CWE Joint Steering Committee ». Des procédures ont été établies pour un tel scénario et prévoient au moins trois jours pour réactiver les systèmes et opérations liés à l’ATC MC. En fonction de la cause du rollback, plusieurs solutions peuvent être appliquées pendant cette période de transition, comme par exemple :

• Si le problème est lié au système de calcul commun des capacités par les GRT (TSO Common System – TSO CS), les GRT peuvent toujours calculer des paramètres FB par défaut via un outil de back-up. Dans ce cas, une allocation basée sur les flux peut être maintenue pendant la résolution du problème lié au TSO Common System ou jusqu’au rollback à l’ATC MC.

• Si le problème est lié au système d’allocation par les PX, les GRT peuvent déduire des ATC du domaine de capacité FB et les allouer via le mécanisme de « Shadow Auctions » (cf. chapitre 9)

Le marché sera bien entendu étroitement informé de toutes les modalités pratiques liées à une telle situation.

En soi, la solution de rollback prévoit le retour à la solution d’ATC MC telle qu’appliquée avant le démarrage du FB MC, c’est-à-dire :

• La réutilisation par les GRT du TSO CS basé sur l’ATC ainsi que de toutes les procédures opérationnelles qui y sont liées ;

• L’utilisation par les bourses électriques du système de couplage PMB mais en mode ATC pour la région CWE aussi;

• Les interfaces de trading pour les acteurs de marché resteront inchangées.

Après la période pendant laquelle le rollback peut être décidé, les partenaires du projet s’engagent à continuer à surveiller attentivement l’évolution des résultats basés sur les flux et à résoudre tout problème qui puisse éventuellement apparaitre. L’utilisation d’ATC n’est pas à exclure des solutions temporaires qui pourraient être utilisées.

Toute décision relative à une telle situation se prendra en dialogue avec les régulateurs de la région CWE.

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11 Etude économique

Globalement, les résultats (prix et échanges) obtenus avec le FB MC se rapprochent de ceux obtenus dans le scénario hypothétique de capacités infinies. Cela se traduit en de meilleurs indicateurs économiques.

L’impact économique de la mise en œuvre d’un couplage de marchés basé sur les flux par rapport à un couplage ATC a été exposé à plusieurs reprises en détails (cf. documents annexés).

En résumé, et sur base des simulations menées en 2013 et 2014 (15831 heures représentatives), le gain en DAMW avoisinerait 90 M€ sur base annuelle. Sur cette même période, la convergence de prix totale dans la région CWE aurait été près de deux fois plus observée en FB MC qu’en ATC MC.

12 Tests et simulations

De nombreux tests ont été effectués. Les premières expérimentations de la méthode basée sur les flux actuelle ont été menées par des experts lors de cycles mensuels en 2010 et 2011. Les résultats sont inclus dans le « Feasibility Report » (cf. document annexé n°3).

Depuis mars 2012, la méthode a été testée quotidiennement par les opérateurs des GRT, en parallèle au processus de calcul de capacité ATC (période de « parallel run »).

Progressivement, les étapes se sont enrichies et les prototypes ont évolué pour permettre une publication hebdomadaire des résultats depuis le début de l’année 2013. Depuis février 2014, la publication des résultats est quotidienne.

Vu que de nombreux opérateurs devaient être formés, que des outils non-industrialisés étaient utilisés, que de nombreuses procédures évoluaient encore, et que le processus de calcul ATC restait une absolue priorité pour les opérateurs, le domaine de capacité FB n’a pas pu être calculé pour tous les jours. Le taux d’échec a drastiquement diminué au cours du temps grâce, entre autres, à l’utilisation de l’outil industriel, qui inclut les fonctionnalités de Backup/Fallback (cf. 8).

Tous les résultats des simulations sont publiés sur le site internet de CASC.

13 Communication & Publications

Tout au long du projet, les partenaires de projet ont veillé à communiquer et dialoguer constamment avec les régulateurs et les acteurs de marché.

En pratique, cela s’est traduit pour Elia par :

• Des réunions régulières des membres du projet avec les experts des régulateurs de la région CWE ;

• Des réunions bilatérales entre Elia et les experts de la CREG ;

• Des états des lieux sur le projet lors des réunions du « Pentalateral Energy Forum » (PLEF – Support Group 1) et en réunion AESAG ;

• La mise sur pied d’un « groupe d’utilisateurs du FB » (FB User Group) se réunissant à intervalles réguliers pour aborder les points plus techniques de la méthode basée sur les flux ;

• La mise à l’ordre du jour du FB lors des réunions du sous-groupe « European Market Developments » du groupe d’utilisateurs d’Elia, regroupant les acteurs du marché belge ;

• L’organisation de plusieurs grands Fora techniques dédiés au projet CWE FB en juin 2011, mars 2013, octobre 2013, juin 2014 et mars 2015;

• La mise en place d’une Foire Aux Questions sur le site internet de CASC qui permet aux acteurs de marché de poser toute question ou demande d’information et aux partenaires du projet d’y répondre ;

• Des consultations publiques organisées par les partenaires de projet en mai et juin 2013 et par les régulateurs en juin 2014;

En parallèle à cela, des rapports et des documents ont été publiés et sont disponibles sur les sites internet de CASC ou d’Elia :

• Le rapport de faisabilité “CWE Enhanced Flow-Based MC Feasibility Report”

• Le rapport sur l’intuitivité “CWE Enhanced Flow-Based MC Intuitiveness Report”

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• Un document explicatif pour supporter la consultation publique “Public consultation document for the final design and implementation of the CWE Flow-Based Market Coupling “

• Un rapport d’analyse des résultats de simulations du FB MC qui se focalise sur les grands gains ou pertes de DAMW par rapport au couplage ATC : « Parallel Run Performance Report »

• De nombreux diaporamas explicatifs à l’occasion des nombreuses réunions et évènements mentionnés ci-dessus ;

D’autres publications qui ont lieu et auront toujours lieu après le démarrage du FB MC sont détaillées au point 5.7.

Elia publiera aussi avant l’implémentation du FB MC, une description des caractéristiques statiques des principaux éléments de son réseau à très haute tension (longueur, résistance, réactance, capacité nominale) ainsi qu’un schéma graphique de ceux-ci.

Les publications resteront à tout moment en ligne avec les régulations européenne ou nationale en vigueur.

Des rapports de monitoring à destination des régulateurs sont aussi prévus sur base mensuelle:

Données relatives au calcul de la capacité FB

1. Résultats de la vérification d’inclusion des LTA horaires 2. Résultats des vérifications d’inclusion des NTCs horaires 3. Résultats des vérifications de critère d’exclusion des CBCO 4. Positions Nettes Min/Max horaires 5. ATC Intraday horaires pour toutes les frontières CWE 6. Echanges bilatéraux BE - Max (horaire) 7. Echanges bilatéraux FR - Max (horaire) 8. Echanges bilatéraux DE - Max (horaire) 9. Echanges bilatéraux NL - Max (horaire) 10. Volume du domaine Flow-Based (horaire) 11. Utilisation des valeurs d’ajustement final (FAV) 12. Contraintes Externes 13. ATC de Shadow Auctions horaires pour toutes les frontières CWE 14. Aperçu des heures où la stratégie de remplacement est appliquée (par mois) 15. Aperçu des heures où les paramètres FB de Fallback sont appliqués (par mois) 16. CBCOs non-anonymisées après presolve pour chaque heure, avec PTDF, Fmax, FRM, FAV, RAM et Fref 17. Valeurs agrégées (par semaine) par pays et par frontière:

Nombre de CBCO après presolve Nombre de pré-congestion Nombre de CBCO excédant le LTA Nombre de CBCO excédant les ATC Nombre de CBCO après presolve avec RA appliquées Nombre de CBCO après presolve sans RA appliquées Nombre de CBCO après presolve ne respectant pas le critère d’exclusion de 5% Nombre d’heures où un FAV est appliqué Nombre d’heures où la stratégie de remplacement est appliquée Nombre d’heures où les paramètres FB de Fallback sont appliqués

18. Le cas échéant : justifications des FAV 19. Le cas échéant : justification si le critère d’exclusion des CBCO n’est pas respecté.

Données relatives à l’allocation de la capacité FB (après le couplage des marchés)

1. CBCO active (horaire) 2. « Shadow prices » (horaire) 3. Top 10 mensuel des contraintes actives 4. Nombre de jours ou heures où les ATC « Shadow Auction » ont été utilisées

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5. Nombre de CBCOs congestionnées 6. Nombre de congestions pour les heures avec prix non-intuitifs (si faisable techniquement) 7. Indicateur de convergence de prix 8. Indicateur de convergence de prix : diagrammes des différences de prix frontière par frontière 9. Pertes de DAMW par rapport aux capacités infinies 10. Comparaison « FB-intuitif » et « FB-plein » 11. Reporting sur l’allocation de la rente de congestion

Après le démarrage du FB MC et au moins pendant un an, les réunions du « groupe d’utilisateurs du FB » (FB User Group) seront maintenues à intervalles réguliers pour aborder tout problème ou suggestion d’amélioration. Un « CWE Consultative Group » sera aussi mis sur pied.

14 Cadre contractuel

Le FB MC CWE doit être considéré dans le contexte du couplage de marché NWE. Les accords contractuels au niveau de la région CWE sont donc conformes aux principes énoncés dans le contrat NWE DAOA (Day-Ahead Operations Agreement).

Un accord-cadre CWE (CWE Framework Agreement) chapeaute l’ensemble des contrats entre les sous-ensembles de parties qui visent à régir l'exploitation quotidienne et la maintenance du CWE FB MC. Les principes de l'accord-cadre CWE ont déjà été discutés avec les régulateurs pour l'ATC MC et resteront les mêmes pour le FB MC.

Différents acteurs ayant chacun leurs responsabilités sont impliqués dans le FB MC. Le Tableau 6 donne aperçu de leurs rôles opérationnels.

Entité Rôle

GRT • Déterminer les capacités transfrontalières • Utiliser le TSO CS pour la phase précédant l’allocation : détermination des paramètres FB et envoi vers les PX locales sur base de shifts hebdomadaires

Coreso • Effectuer l’assemblage des D2CF pour créer les cas de base (common grid models) • Utiliser le TSO CS pour la phase précédant l’allocation lors des shifts hebdomadaires d’Elia ou de RTE

Staff d’Amprion & Tennet au sein de SSC

• Utiliser le TSO CS pour la phase précédant l’allocation lors des shifts hebdomadaires d’Amprion ou de Tennet.

PX • Récolte des offres d’achat et de vente des participants sur leurs hubs, et envoi de leurs carnets d’ordres agrégés et anonymes au PMB • Utiliser le PMB en shift

ECC • Clearing et règlement financiers sur les hubs français et allemand d’EPEX SPOT, nomination des échanges transfrontaliers

APX • Clearing et règlement financiers sur les hubs belge et néerlandais, nomination des échanges transfrontaliers

CASC • Utiliser le TSO CS pour la phase suivant l’allocation (calcul des échanges bilatéraux) • Calcul et distribution de la rente de congestion entre les GRT

Tableau 6

15 Glossaire

ATC Available Transfer Capacity / Capacité de transfert disponible

ATC MC ATC Market Coupling / Couplage de marchés ATC

CASC Capacity Allocating Service Company

CB Critical Branch / Branche critique

CBCO Critical Branch Critical Outage / Branche critique Indisponibilité critique

CEE Central Eastern Europe / Europe du Centre-Est : Allemagne, Autriche, Pologne, République Tchèque, Slovaquie, Hongrie

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CGM Common Grid Model / Modèle de réseau commun

CO Critical Outage / Indisponibilité critique

CS Common System / Système commun

CWE Central Western Europe / Europe du Centre-Ouest : Allemagne, Belgique, France, Pays-Bas, Luxembourg

D Delivery Day / Jour de livraison

D-1 Day Ahead / J-1 : Jour précédent celui de la livraison

D-2 Two Days Ahead / J-2: 2 jours avant la livraison

D2CF Two Days Ahead Congestion Forecast / Prévision de congestion en J-2

DA Day Ahead / J-1 : Jour précédent celui de la livraison

DACF Day-Ahead Congestion Forecast / Prévision de congestion en J-1

ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity / Réseau européen des Gestionnaires de réseaux de transports de l’électricité

FAV Final Adjustment Value / valeur d’ajustement final

FB Flow Based / Basé sur les flux

FB MC Flow Based Market Coupling / Couplage de marchés basé sur les flux

FBI MC Flow Based Intuitive Market Coupling / Couplage de marchés intuitif basé sur les flux

Fmax Flux maximal acceptable sur une branche critique

FRM Flow Reliability Margin / marge de fiabilité des flux

GRT Gestionnaire de Réseau de Transport

GSK Generation Shift Key / Clés d’adaptations de la génération

ID Intraday /Infrajournalier

IFA Interconnexion France Angleterre

Imax Courant maximal sur une branche critique

LT Long Terme

LTA Capacités allouées aux enchères long terme (annuelle et mensuelle)

LTN Nominations long terme (annuelles et mensuelles)

MC Market Coupling / Couplage de marchés

MoU Memorandum of Understanding

MRC Multi-Regional Coupling

NRA National Regulatory Authority / Autorité régulatoire nationale

NWE North Western Europe / Europe du Nord-Ouest (pays CWE + Danemark, Finlande, Norvège, Suède, Grande-Bretagne)

PCR Price Coupling of Regions / Couplage de Prix des Régions

PLEF Pentalateral Energy Forum / Forum penta-latéral de l’Energie

PMB PCR Matcher and Broker: système IT commun aux PX qui comprend l’algorithme de PCR calculant les positions nettes et les prix pour NWE ainsi que les échanges commerciaux sur les interconnectreurs non CWE.

PTDF Power Transfer Distribution Factor – Facteur de distribution du transfert d’énergie

PST Phase-Shifting Transformer – transformateur déphaseur

PX Power Exchange – Bourse de l’électricité

RA Remedial Action - Parade

RAM Remaining Available Margin – marge restante disponible pour l’allocation

SA Shadow Auction : enchères explicites organisées pour l’allocation des capacités transfrontalières lorsque le processus d’allocation implicite ne peut être correctement effectué.

SSC Security Service Center – coopération entre Amprion et Tennet

TSO Transmission System Operator – Gestionnaire de réseau de transport