Le TYNDP et le projet e-Highway2050

Comment déterminer les investissements clés pour la transition énergétique 21/12/2016
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2016-5:17777
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Le TYNDP et le projet e-Highway2050

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        <publicationYear>2016</publicationYear>
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	    <date dateType="Updated">Thu 26 Jan 2017</date>
            <date dateType="Submitted">Fri 17 Aug 2018</date>
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60 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Introduction La lutte contre le changement clima- tique est un des piliers de la politique énergétique européenne, ce qui se tra- duit par la définition d’objectifs ambi- tieux à l’horizon 2030 dans le cadre du paquet Energie-climat : réduction des émissions de gaz à effet de serre d’au moins 40 % par rapport au niveau de 1990, part d’au moins 27 % pour les énergies renouvelables dans la consom- mation énergétique européenne, entre autres. Cela se traduit également sur le plus long terme – 2050 – par l’adoption d’une feuille de route visant à transfor- mer l’Union européenne en économie sobre et décarbonée, avec une réduc- tion des émissions de gaz à effet de serre de l’ordre de 80 à 90 % par rap- port au niveau de 1990. Ainsi, ces objectifs induisent un essor sans doute massif des énergies renou- velables dans le système électrique européen. Et le développement de nou- velles capacités de transport d’électricité est incontournable tant pour raccorder des volumes de production importants que pour adapter l’infrastructure exis- tante à la localisation et aux caracté- ristiques de ces nouveaux moyens de production. Les enjeux sont de taille pour les gestionnaires de réseaux de transport d’électricité européens et pour ENTSO-E, leur association européenne. Les infras- tructures électriques jouant un rôle central dans la politique énergétique européenne, il est primordial qu’une vision cohérente du réseau de demain soit construite avec l’ensemble des ges- tionnaires de réseaux de transport euro- péens. Le but de cet article est de décrire pourquoi la réussite de la transition éner- gétique passe par le développement des infrastructures de transport, comment les investissements clés pour réseaux sont identifiés au sein d’ENTSOE et les questions méthodologiques à traiter pour favoriser une insertion massive d’éner- gies renouvelables dans le système élec- trique. Le projet e-Highway2050 permet de démontrer qu’il existe une méthodo- logie pour préparer le développement du réseau nécessaire pour un mix énergé- tique décarboné. En outre, même si cette question n’est pas approfondie dans la suite, il ne faut pas oublier que la réussite des projets de développement de réseau identifiés nécessitera des mesures d’ac- célération et de facilitation des procé- dures d’obtention des autorisations administratives, et ce dans un contexte d’acceptation des nouvelles infrastruc- tures souvent difficile. Les énergies renouvelables induisent, pour les réseaux électriques, un double changement d’échelle, ce qui exige de nouvelles capacités de transport Le TYNDP et le projet e-Highway2050 Comment déterminer les investissements clés pour la transition énergétique Par Marie-Pierre Houry1 , Sébastien Lepy1, 2 , Fabian Georges3 , Lucian Balea1 , Gérald Sanchis1 RTE1 , ENTSO-E System Development Committee chairman2 , Elia3 The EU sets ambitious goals for the overall energy supply by 2030 in Europe, and among them a renewable energy target of at least 27 % of final energy consumption. In addition, it sets a long-term goal of reducing greenhouse gas emissions by 80-95 % when compared to 1990 levels by 2050. Thus the European electricity generation fleet will experience a major shift in the next decades with the replace- ment of much of the existing generation capacities, probably located differently and further from load centers, and involving high renewable energy system (RES) development. Variable RES uptake is the major driver for grid development by 2030. This transformation of the generation infrastructure is a challenge for the high voltage grid, which must be adapted accordingly. The 10-year network development plan (TYNDP) that ENTSO-E, the European Network of Transmission System Operators, publishes every two years presents how to develop the power grid in the next 15 years so that it can effectively contribute to achieving the European energy transition. This article describes the TYNDP 2016 key results and gives an overview of the planning methodology issues. Moreover, it reports the main outcomes of the e-Highway2050 project, a proof of concept, supported by the EU Seventh Framework Programme. This project aimed at developing a methodology to support the planning of the Pan-European Transmission Network, focusing on 2030 to 2050. At last, the article points that 45 % RES gene- ration by 2030 is a shift of paradigm for the power systems and that 2030 system operation and market design are still to be invented. ABSTRACT REE N°5/2016 61 Le TYNDP et le projet e-Highway2050 Un premier changement d’échelle, en puissance : une plus grande capacité de production installée La production effective d’électricité dépend principalement pour les éner- gies renouvelables de la disponibilité des ressources primaires (ensoleillement, vent, précipitations) et pour les centrales pilotables de contraintes techniques du type temps de démarrage, actions de maintenance, pannes éventuelles. Les ratios entre la production installée et la production annuelle moyenne sont très différents suivant la filière de production, comme l’illustre la figure 1. Pour une même production moyenne, il faut disposer de plus grandes capacités installées, dès lors que l'on considère des moyens de production éolien ou photo- voltaïque plutôt que des centrales ther- miques. Avec la transformation du mix énergétique, ENTSO-E prévoit au moins un doublement de la capacité de pro- duction installée en Europe en 2030 par rapport à 2005. Un deuxième changement d’échelle, spatial : des variations de production sensibles sur les réseaux sur de très grandes distances Le second changement d’échelle peut être illustré avec une photogra- phie satellite de l’Europe la nuit. Du Nord au Sud, l’Europe devient un mil- lefeuille où alternent les grands foyers de populations (éclairés la nuit, l’arc de Manchester à Milan englobant le Benelux, la Ruhr et le Sud de l’Alle- magne, la région parisienne, le littoral méditerranéen) et de grandes concen- trations de production à base d’énergies renouvelables (en hachuré sur la figure 2, les zones favorables au développe- ment des énergies renouvelables : de l’Irlande à la Baltique, de la Manche à la Champagne, du Portugal à l’Espagne, en passant par les barrages dans les mas- sifs montagneux…). Selon les conditions climatiques, en fonction du vent plus ou moins fort en Espagne ou sur la Mer du Nord, ou selon l’ensoleillement, les bassins de population sont plutôt alimentés depuis le Nord ou le Sud. Ainsi avec les concen- trations prévues d’énergies renouve- lables à l’horizon 2030, les variations de production éolienne dans le Nord ou le Sud de l’Europe pourront atteindre la di- zaine de GW, induisant des variations de flux sur le réseau européen du même ordre de grandeur, sur des distances proches de 1 000 à 2 000 km. Il s’agit d’un changement majeur pour le réseau européen : il y a quelques années le parc de production, majoritairement thermique, était constitué de centrales réparties de manière homogène sur le territoire, avec des puissances en jeu de l’ordre de 1 GW et des distances aux zones de consommation de l’ordre de 100 à 300 km. Le rayon de sensibilité dû à une panne de centrale thermique classique est de 3 à 10 fois plus faible Figure 1 : Ratio puissance installée/productible en moyenne sur l’année pour différents types de moyens de production. Figure 2 : Localisation des gisements d’énergies renouvelables en Europe. 62 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 que celui lié à un aléa sur le vent ou l’ensoleillement. Ce double changement d’échelle, en volume et spatial, est le principal moteur du développement des infrastructures de transport d’électricité en Europe. Le Ten Year Network Deve- lopment Plan (TYNDP) permet d’identifier les besoins en nouvelles infras- tructures de réseau d’ici 2030 Depuis 2010, ENTSO-E établit tous les deux ans le plan de développement du réseau pour les dix à vingt ans à venir (Ten-Year Network Development Plan, TYNDP). La dernière mise à jour, basée sur des études communes menées par les gestionnaires de réseau, date de fin juin 2016 [1]. Répondant aux exigences de la réglementation CE 714/2009, les objectifs de ce plan sont d’une part de contribuer à la transparence du marché de l’électricité et d’autre part d’aider à la prise de décision aux niveaux régional et européen. Ce rapport et ses annexes régionales présentent les informations de référence complètes concernant les réseaux de transport et les principaux investissements nécessaires à la réalisa- tion des objectifs européens en matière de politique énergétique y sont détaillés. Les visions du TYNDP Le TYNDP 2016 propose quatre scénarios (appelés « Visions ») à l’hori- zon 2030 élaborés pour englober l’en- semble des futurs possibles. Ces visions, construites pour l’ensemble de l’Europe, sont cohérentes et présentent un équi- libre offre/demande raisonnable. Elles se différencient principalement selon deux axes : une plus ou moins grande intégration européenne, avec deux scé- narios “bottom-up” (visions 1 et 3) et “top-down” (visions 2 et 4) ; et une transition énergétique plus ou moins aboutie (figure 3). Selon les visions, la production des énergies renouvelables couvre de 45 à 60 % de la consomma- tion électrique européenne. Les réduc- tions d’émissions de CO2 sont fortement atténuées par rapport au niveau de 1990 dans chacun des scénarios, de -50 % à -90 % pour les visions les plus avancées vis-à-vis de la lutte contre le réchauffement climatique. Les études communes de marché, de réseau et une comparaison harmonisée des coûts et des bénéfices Pour chaque scénario, une étude de marché, prenant en compte les caracté- ristiques de la production (notamment sa fonction de coût) et de la demande (notamment sa dépendance aux condi- tions climatologiques) est réalisée pour déterminer quelle production doit être mise en œuvre pour répondre à la de- mande en électricité à tout instant. Les résultats sont obtenus sous forme de plans de production caractéristiques par pays et d’échanges transfrontaliers types. Les études de réseau permettent d’évaluer si la distribution spatiale pro- duction/consommation d’électricité, cal- culée pour chaque cas issu des études de marché, met en risque la sécurité de fonctionnement du système, avec prise en compte de la règle du N-1 (cette règle exige qu’en cas de défaillance d’un élé- ment du réseau de transport ou d’une unité de production, l’électricité puisse être acheminée par une autre partie du réseau ou fournie depuis une autre unité de production). Le cas échéant, des projets de renforcement de réseau sont testés. Une évaluation coûts-bénéfices des projets est effectuée de manière harmoni- sée pour l’ensemble de l’Europe selon une méthodologie commune [2] pour tous les gestionnaires de réseau de transport. Les résultats de l’ensemble de ces analyses sont publiés. Les chiffres-clé Au total le TYNDP 2016, dans la continuité du plan précédent publié en 2014, identifie près de 150 milliards d’euros d’investissements en infras- tructures européennes de transport. 50 000 km de réseau (nouvelles lignes et aussi renforcements du réseau exis- tant) sont concernés. Cela implique bien sûr des volumes d’investissements conséquents pour les gestionnaires de réseaux, pour autant cela ne représente que 2 % des prix du marché de gros de l’électricité ou encore 1,5 % de la fac- ture totale d’électricité. Environ 80 % de ces projets sont motivés par les éner- gies renouvelables. Les évaluations socio-économiques du plan montrent son impact positif Figure 3 : Réduction des émissions de CO2 selon les visions du TYNDP. REE N°5/2016 63 Le TYNDP et le projet e-Highway2050 pour l’intégration du marché européen : réduction des prix du marché de gros comprise entre 1,5 et 5 /MWh selon les visions, possibilité d’optimisation de la capacité installée en Europe, diminu- tion du nombre d’heures de conges- tion aux frontières de l’ordre de 40 %. Chaque projet du TYNDP anticipe géné- ralement un remboursement pour la collectivité inférieur à 20 ans, dans des scénarios plutôt conservatifs. Le plan est extrêmement positif pour l’intégration des énergies renou- velables dans le système électrique eu- ropéen : en diminuant les contraintes du réseau, il permet d’éviter de 30 à 90 TWh de délestage de production d’énergies renouvelables, réduisant ce délestage à moins de 1 % de la pro- duction totale. Des améliorations métho- dologiques nécessaires pour aller encore plus loin dans l’intégration massive d’énergies renouvelables Des scénarios contrastés Le contexte de transition énergétique engagé à l’échelle européenne laisse présager des ruptures dans l’évolution future du système électrique. Les ques- tions principales portent sur le rythme de développement et la localisation des énergies renouvelables, l’évolution du prix des énergies primaires et des émissions de CO2 , l’impact des mesures d’efficacité énergétique ou de méca- nismes de gestion de la demande. Le développement du stockage, centra- lisé et décentralisé, ou l’émergence de consommateurs au comportement actif (prosumers) doivent aussi être intégrés dans les analyses. Dans ce contexte plus incertain, il de- vient nécessaire d’explorer un plus grand nombre de scénarios dans les études de développement pour tester la robustesse des stratégies ou identifier les stratégies de moindres regrets pour la société. Des études probabilistes pour prendre davantage en compte l’influence du climat Le système électrique européen sera soumis à un accroissement des aléas et l’influence du climat sera croissante. Pour en tenir compte, il faut élaborer des approches de type Monte-Carlo, simu- lant plusieurs centaines d’occurrences d’une année et basées sur des modèles météorologiques pour exploiter les cor- rélations spatiales, temporelles et entre paramètres climatiques [3]. Une modélisation zonale paneuropéenne Le développement important des in- terconnexions conduit à une influence croissante des échanges transfrontaliers dans les équilibres du système électrique. Les études de développement sont donc davantage coordonnées au niveau euro- péen, basées sur des scénarios cohérents et sur une représentation cohérente des facteurs météorologiques influents. A cette échelle, la représentation zonale des productions, des consommations et des capacités de transport d’électri- cité est privilégiée. Elle offre en effet un compromis adéquat entre une précision géographique suffisante pour identifier les principaux goulots d’étranglement du ré- seau et une dimension calculatoire abor- dable compte-tenu de la combinatoire des scénarios et aléas à explorer. Cette représentation zonale s’avère également justifiée au regard des incertitudes sur les hypothèses prises aux horizons étudiés. Modéliser une centaine de zones pour représenter le continent apparaît suffisant (Cf. projet e-Highway2050). e-Highway2050 : aboutis- sement d’un projet « preuve de concept » Pourquoi le projet e-Highway2050 ? Le projet e-Highway2050 est un projet de recherche financé par la Commission européenne, lancé en 2011 et achevé fin 2015. L’objectif était de mettre au point une méthodo- logie de planification coordonnée du développement du réseau de trans- port européen, en se projetant à une échéance au-delà de celle du TYNDP, à l’horizon 2050 : la Commission européenne souhaitait connaître le réseau nécessaire pour faire face à un mix-énergétique décarboné [4]. L’horizon 2050 représente un véri- table défi compte tenu des grandes incertitudes qui pèsent dans les do- maines technologique, socio-politique et régulatoire. La dimension géogra- phique transeuropéenne est également une particularité de ce projet. Il s’agit d’étudier la pertinence d’autoroutes de l’électricité raccordant les énergies renouvelables concentrées (comme par exemple l’éolien offshore dans le nord de l’Europe et l’énergie solaire dans le sud). L’intégration de ces autoroutes doit être abordée dans tous les domaines à partir d’une approche européenne glo- bale, qui dépasse les cadres nationaux habituels [5]. 38 partenaires européens ont parti- cipé à ce projet, notamment un grand nombre de gestionnaires de réseaux de transport européens (Allemagne, Autriche, Belgique, Danemark, Espagne, France, Grèce, Italie, Pologne, Portugal, République Tchèque, Roumanie, Serbie, Suède, Suisse), des centres de recherche, des universités et des associations européennes de construc- teurs. Le pilotage de l’ensemble de ce consortium a été confié à RTE. Les scénarios du projet La définition des scénarios a consti- tué une étape clé du projet. Cinq scé- narios contrastés de production et de consommation, intégrant différents facteurs économiques, sociétaux, envi- ronnementaux, ont été sélectionnés [6] (figure 4). 64 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Les simulations ont été réalisées avec un partitionnement du territoire européen en 100 “clusters”. Les capa- cités de production des énergies renou- velables et thermiques ont été définies de façon globale, à l’échelle européenne (figure 5), puis distribuées par “cluster” suivant des critères de gisement, d’au- tonomie en énergie des pays, tout en évitant les surcapacités au niveau euro- péen. Cette approche top-down par- tant des objectifs au niveau de l’Europe pour ensuite définir leurs traductions au niveau de chaque pays suppose une coordination accrue entre pays par rap- port aux approches actuelles. La modélisation du réseau Partant du réseau figurant au TYNDP pour l’horizon 2030, le réseau euro- péen, constitué d’environ 8000 nœuds électriques, a été réduit à un réseau de 100 nœuds électriques. Chaque liaison de ce modèle est caractérisée par une impédance et une capacité de trans- fert équivalentes. Le réseau de départ et sa réduction sont représentés sur la figure 6. Les simulations Pour chaque scénario, le système électrique a été simulé en reproduisant le fonctionnement d’un marché parfait, avec une approche probabiliste Monte- Carlo reposant sur 99 années définies au pas horaire. Ces simulations ont été réalisées avec l’outil ANTARES dévelop- pé par RTE [6]. Figure 4 : Les cinq scénarios du projet e-Highway2050. Figure 5 : Les capacités de production en 2050 en Europe, pour les cinq scénarios étudiés (comparées à celles de 2012). Figure 6 : Le réseau existant à 8000 nœuds, à gauche et le réseau de départ du projet e-Hichway2050, à droite, montrant les lignes existantes en gris et les lignes à réaliser d’ici 2030 selon le TYNDP, notamment les corridors traversant l’Allemagne. REE N°5/2016 65 Le TYNDP et le projet e-Highway2050 Les simulations montrent que, quel que soit le scénario en présence, le réseau de 2030 n’est pas adapté aux conditions de 2050 : les congestions de réseau induisent des inefficacités liées à des limitations de production d’énergie renouvelable qui ne peut être évacuée, un recours à des unités de production de secours (par exemple au gaz) ayant un coût et des émissions de CO2 addi- tionnels, voire des rationnements de consommation. Les solutions proposées par le projet e-Highway2050 Pour remédier aux problèmes identi- fiés, le projet s’est concentré sur les so- lutions apportées par le développement du réseau de transport. Le rapport final du projet [7] présente les architectures proposées pour chacun des cinq scéna- rios en fonction de leur rentabilité tech- nico-économique. Malgré la variété des scénarios étudiés, de grands invariants sont apparus. Il s’agit des grands axes Royaume-Uni et Irlande vers l’Espagne en passant par la France ; Scandinavie- Allemagne, Finlande – Pologne en pas- sant par les pays Baltes, Grèce-dorsale Italienne (figure 7). e-Highway2050, prolongement du TYNDP Le projet e-Highway2050 a montré la possibilité de déterminer un réseau de transport européen répondant aux enjeux énergétiques décarbonés sou- haités par l’Union Européenne. Le projet a aussi vérifié la faisabilité d’une transi- tion réaliste pour atteindre les réseaux cibles de 2050 en partant de la vision 2030 du TYNDP : une architecture « mi- nimale » de moindre regret en 2040, commune aux cinq scénarios, a été identifiée (figure 7). Les résultats quantifiés du projet re- posent sur de nombreuses hypothèses fixées au cours de l’étude. Toutefois, la méthodologie reste applicable en cas de révision des hypothèses. En conclusion, un change- ment de paradigme pour le système électrique européen Cet article s’est attaché à montrer la nécessité de développer des infras- tructures de réseau européennes pour assurer la viabilité d’un système électrique avec une très forte propor- tion d’énergies renouvelables. Pour autant, ce réseau plus fort, absolu- ment nécessaire, n’est pas suffisant à lui seul. Revenons quelques instants à la pho- tographie satellite de l’Europe. La pro- duction renouvelable est déjà et sera de plus en plus sujette à de forts mouve- ments d’ensemble. A deux heures près, l’Europe connaît la lumière du jour aux mêmes heures et les panneaux pho- tovoltaïques produisent quasi simulta- nément sur l’ensemble du continent. La production éolienne est également fortement corrélée dans l’Europe du nord. Alors qu’aujourd’hui le système électrique évolue avec des pentes maxi- Figure 7 : (gauche) renforcements communs (l’épaisseur des traits est fonction de la capacité et la couleur indique le nombre de scénarios concernés) ; (droite) architectures de réseau pour 2040, robuste aux cinq scenarios (gris : réseau de départ, violet : renforcements). 66 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 males de l’ordre de 10 GW par heure, il est vraisemblable que demain il sera soumis à des variations de l’ordre de 1GW par minute les jours d’été… : les variations simultanées de ces produc- tions de petite taille mais nombreuses exigeront la mobilisation de nombreux leviers de flexibilité, qu’il s’agisse de moyens de production pilotables, d’effa- cement de consommation, de stockage. Les études en régime statique me- nées dans le cadre du TYNDP ne per- mettent pas de quantifier ces besoins en flexibilité. Elles ne permettent pas non plus de simuler le comportement en fréquence du réseau, mais considèrent que les moyens de production solaires et éoliens disposeront de moyens de contrôle de fréquence et de tension en lieu et place des moyens de production pilotables. Des études complémentaires doivent être menées sur ces sujets. D’autre part, les simulations de mar- ché réalisées représentent le modèle de marché européen actuel, “energy only”, dans lequel tous les moyens de production sont censés être rémunérés au prix marginal. Avec des scénarios allant jusqu’à des taux de pénétration des énergies renouvelables au-delà de 50 %, les actifs de production ne peuvent pas être rémunérés avec cette seule composante énergie. Pour que de telles visions soient réalisables, des mécanismes complémentaires doivent prendre le relais pour financer les in- vestissements de production (subven- tions ou mécanismes de rémunération des capacités). En conséquence, les analyses socio-économiques des pro- jets de réseau actuellement réalisées peuvent être considérées comme conservatives, ne prenant pas en compte l’ensemble de la valeur éco- nomique du système électrique. Et les bénéfices liés à l’optimisation des capacités de production apportés par les projets d’interconnexions ne sont pas intégrés. Autant de travaux com- LES AUTEURS Marie-Pierre Houry est directrice du service d’Etudes de développement du réseau Electrique de RTE. Au sein de RTE, elle a exercé différentes fonctions d’expertise technique et de management dans les domaines du fonctionnement du système électrique, la mise en place des marchés de l’électricité et le déve- loppement des réseaux. Elle est membre senior de la SEE. Sébastien Lepy est actuellement directeur adjoint de la direction des Affaires européennes de RTE. Depuis une quinzaine d’années à RTE, il s’intéresse aux questions de développement et d’économie des réseaux. A partir de 2009, il a piloté la réalisation du TYNDP au sein d’ENTSO-E et depuis juin 2015, il est pré- sident du comité en charge du développement du système d’ENTSO-E. Fabian Georges a rejoint Elia, le gestionnaire de réseau en Belgique, en 2002. Il est actuellement responsable de la section en charge du développement des interconnexions et du réseau 380 kV. Précédemment il a exercé différentes fonctions d’études de réseau, de gestion de portefeuille d’investissement ou de développement du réseau. Il est diplômé ingénieur électricien et en sciences de gestion. Lucian Balea est responsable du pôle Développement système au sein de la - ment aux affaires européennes. Gérald Sanchis est manager du Business Development de RTE. Ingénieur en électrotechnique, il a occupé différentes fonctions de management et d’expertise technique au sein de RTE et d’EnBW en Allemagne. Il est membre éminent du Cigré. Il a coordonné le projet de recherche européen FP7 e-Highway2050. REE N°5/2016 67 Le TYNDP et le projet e-Highway2050 plémentaires à réaliser, tous ensemble, pour être au rendez-vous de la transi- tion énergétique européenne. Références [1] ENTSO-E,“Ten-YearNetworkDevelop- ment Plan (TYNDP)”, www.entsoe. eu/major-projects/ten-year-network- development-plan. [2] ENTSO-E, “Guideline for Cost Benefit Analysis of Grid Development Projects”, FINAL- Approved by the European Commission, 5 February 2015,www.entsoe.eu/major-projects/ ten-year-network-development-plan/ CBA-Methodology. [3] C. de Montureux, M. Veysseire, S. Farges, B. Delenne, “Using Weather Scenarios for Generation Adequacy Studies: Example of a probabilistic approach for European Countries”, ICEM, 2015. http://icem2015.org/ wp-content/uploads/2015/07/1350_ CecileDeMontureux.pdf [4] European Commission, “A Roadmap for moving to a competitive low carbon economy in 2050”, COM (2011) 112 final, Brussels, 8.3.2011. [5] B.H. Bakken, M. Paun, R. Pestana, G. Sanchis, “e-Highway2050: A Modular Development Plan on Pan-European Electricity Highways System for 2050”, Cigre Lisbon, April 2013. [6] https://antares.rte-france.com [7] Résultats du projet e-Highways2050, Nov 2015, www.e-highways2050.ey/ fileadmin/documents/e_highway2050_ booklet.pdf