Services système et mécanisme d’ajustement

RTE dispose de réserves de puissance mobilisables pour contribuer à maintenir l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité: des services système (réserves primaire et secondaire) et le mécanisme d’ajustement (réserve tertiaire). D’autres services système existent par ailleurs, notamment pour assurer le réglage de la tension et la remise en fonctionnement du réseau après un incident majeur.

L’essentiel

RTE dispose de réserves de puissance mobilisables pour contribuer à maintenir l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité : notamment les services système (réserves primaire et secondaire) et le mécanisme d’ajustement (réserve tertiaire), auxquels participent la plupart des grandes installations de production, et, de plus en plus, certaines installations de consommation.

Les réserves primaire et secondaire sont activées automatiquement avec un délai qui va de quelques secondes à quelques minutes. L’activation de la réserve tertiaire se fait manuellement par appel aux producteurs et aux consommateurs connectés au réseau pour qu'ils modifient très rapidement leur programme de fonctionnement prévu.

Les charges qui découlent de l’équilibrage entre la production et la consommation électriques et de la résolution des congestions sont supportées soit par les utilisateurs du réseau de transport via le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), soit par les responsables d’équilibre (règlement des écarts).

La CRE approuve les règles relatives aux services système. Elle approuve également les règles relatives à la programmation, au mécanisme d’ajustement et au recouvrement des charges d’ajustement, ainsi que les méthodes de calcul du prix des écarts ainsi que les charges couvertes par le facteur c.

Dans le cadre des Initiatives Régionales de l’Electricité, la CRE travaille au développement des échanges d’ajustement avec les pays frontaliers et à l’intégration des marchés électriques européens.

En plus des réserves primaires et secondaires, d’autres services systèmes existent : notamment réglage de tension, îlotage et black start (après un incident majeur).

Les missions de RTE

RTE, gestionnaire du réseau public de transport d’électricité, a notamment pour mission de maintenir l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité, ainsi que de résoudre les congestions apparaissant sur le réseau de transport. Pour assurer ces missions, RTE dispose notamment des services système (réserves primaire et secondaire) et du mécanisme d’ajustement (réserves tertiaires).

RTE fait partie du réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (ENTSO-E).

Le dimensionnement des réserves

La réserve primaire

La constitution de la réserve primaire est assurée par l’ensemble des producteurs européens interconnectés aux réseaux de transport de la plaque continentale européenne synchrone. Pour dimensionner cette réserve, on considère qu’elle doit pouvoir répondre à la perte simultanée des deux plus gros groupes de production présents sur cette plaque, soit une puissance de 3000 MW. Le système français contribue à hauteur d’environ 570 MW : tous les nouveaux groupes de production de plus de 40 MW et tous les anciens groupes de production de plus de 120 MW connectés au réseau de transport français ont l’obligation de réserver une partie de leur puissance pour la réserve primaire. Jusqu’en janvier 2017, RTE constituait la réserve primaire par prescription auprès de ces acteurs tenus de participer au dispositif. Depuis, RTE a rejoint une initiative régionale de constitution de la réserve primaire et contractualise ses besoins par des appels d’offres organisés avec ses homologues allemands, autrichien, belge, néerlandais et suisse. Au niveau français, les acteurs tenus de participer prennent donc part à ces appels d’offres qui sont également ouverts à toute participation volontaire. Ce sont ensuite les offres les plus pertinentes économiquement qui sont sélectionnées, sous réserve de limites d’échanges de réserve entre les pays fixées par les principes du projet de règlement européen relatif à la gestion du réseau (« Guideline on System Operation »).

La réserve secondaire

Tous les producteurs de la zone France possédant des groupes de production de plus de 120 MW ont l’obligation d’affecter une partie de leur puissance à la réserve secondaire. Cette dernière est comprise entre 500 MW et 1180 MW, selon la plage horaire et la période de l’année. De fait, elle peut ne pas être suffisante pour compenser toutes les perturbations, comme par exemple la perte du plus gros groupe couplé (1500 MW). Dans ce cas, la réserve primaire reste entamée - voire intégralement utilisée - et la réserve secondaire est épuisée : il faut donc mobiliser la réserve tertiaire.

La réserve tertiaire ou mécanisme d’ajustement

Tous les producteurs et consommateurs français, ainsi que certains acteurs étrangers peuvent, à condition de disposer de 10 MW (EDA peuvent toutefois participer à partir d’un seuil fixé à 1 MW à titre expérimental), participer au mécanisme d’ajustement. Les modalités de participation au mécanisme d’ajustement sont définies dans  les règles relatives à la programmation, au mécanisme d’ajustement et au recouvrement des charges .

Parmi les offres proposées sur ce mécanisme, on distingue les moyens contractualisés des moyens non contractualisés.

Les moyens contractualisés
  • Les réserves rapide et complémentaire

D’une part, les critères ENTSO-E préconisent que les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) doivent disposer, à chaque instant, d’une puissance activable en moins de 15 minutes permettant de faire face à la perte du plus gros groupe de production raccordé au réseau du GRT (1500 MW pour la France). Cette « marge 15 min » est constituée de la réserve secondaire et de la réserve tertiaire activable en moins de 15 minutes. Ainsi, RTE contractualise une réserve rapide de 1000 MW activables en moins de 13 minutes. D’autre part, afin de reconstituer la réserve secondaire, RTE dispose d’une réserve complémentaire de 500 MW activables en moins de 30 minutes.

Cette contractualisation consiste à payer une prime fixe aux acteurs retenus lors de l’appel d’offres. En contre-partie, ces acteurs s’engagent à déposer tous les jours la puissance contractualisée sur le mécanisme d’ajustement.

  • Contractualisation auprès des consommateurs

En application des dispositions de l’article L.321-12 du code de l’énergie, RTE peut conclure des contrats de réservation de puissance avec les consommateurs raccordés au réseau public de transport ou aux réseaux publics de distribution, lorsque leurs capacités d'effacement de consommation sont de nature à renforcer la sûreté du système électrique. Cette contractualisation consiste également à payer une prime fixe aux consommateurs retenus lors de l’appel d’offres. En contrepartie, ces derniers s’engagent à déposer sur le mécanisme d’ajustement, dans une certaine limite de sollicitations fixée dans le contrat, la capacité contractualisée lorsque que RTE les sollicite.

Les moyens non contractualisés

En application des dispositions de l’article L.321-13 du code de l’énergie, tous les producteurs raccordés au réseau de transport ont l’obligation d’offrir leur puissance disponible à RTE. En outre, les consommateurs, les acteurs étrangers (en pratique suisses et allemands) et les GRT anglais et espagnol ont la possibilité de faire des offres, de manière volontaire, sur le mécanisme d’ajustement français.

Activation des réserves

L’équilibrage entre la production et la consommation

Lorsque l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité est rompu – ce qui peut intervenir à n’importe quel moment - trois actions coexistent : activation de la réserve primaire, activation de la réserve secondaire et activation de la réserve tertiaire.

Activation de la réserve primaire

Le réglage primaire de fréquence (ou activation de la réserve primaire) est mis en œuvre automatiquement par l’action des régulateurs de vitesse des groupes de production. Si la production est inférieure à la consommation, tous les groupes de production participant à la réserve primaire augmentent leur production entre 15 et 30 secondes après la rupture de l’équilibre. A contrario, si la production est supérieure à la consommation, tous les groupes de production participant à la réserve primaire baissent leur production selon les mêmes modalités.

Activation de la réserve secondaire

Le réglage de réserve primaire de fréquence ne permet cependant pas de rétablir la fréquence à sa valeur de référence (50 Hz). Pour cela, il faut solliciter la réserve secondaire du pays à l’origine de la rupture de l’équilibre. Les groupes de production participant à la réserve secondaire augmentent (ou baissent) automatiquement leur production jusqu’à 400 secondes après la rupture de l’équilibre.

Activation de la réserve tertiaire ou mécanisme d’ajustement 

Contrairement aux réserves primaire et secondaire dont l’activation est automatique, l’activation de la réserve tertiaire se fait manuellement (la décision d’activation est prise par un dispatcher de RTE). Elle est utilisée pour compléter la réserve secondaire si celle-ci est épuisée ou n’est pas suffisante pour faire face à un déséquilibre, mais aussi pour se substituer aux réserves primaire et secondaire ou anticiper un déséquilibre à venir.

La sélection entre toutes les propositions d’ajustement à disposition se fait en deux étapes :
(i) RTE sélectionne dans un premier temps les offres qui peuvent techniquement répondre à son besoin.
(ii) RTE active dans un second temps les offres d’ajustement en respectant le principe de préséance économique en application des dispositions de l’article L.321-10 du code de l’énergie.

Fonctionnement des réserves pour rétablir l’équilibre production / consommation

La résolution des congestions

Un excès ou un manque local de production peut survenir conduisant à trop solliciter le réseau et atteindre ses limites physiques (congestion de lignes ou problème de tenue de tension). Afin d’éviter des restrictions locales de consommation, RTE peut être amené à modifier le programme de production de certaines centrales de production.
Pour résoudre les congestions, RTE fait appel au mécanisme d’ajustement, en sélectionnant, parmi toutes les offres susceptibles de résoudre le problème local, les offres les moins chères.

Synthèse

Les différents moyens à disposition de RTE pour assurer ses missions

Les différents moyens à disposition de RTE pour assurer ses missions

Flux financiers

Les charges qui découlent de l’équilibrage entre la production et la consommation électrique et de la résolution des congestions sont supportées soit par les utilisateurs du réseau de transport, c'est-à-dire incluses dans le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), soit par les responsables d’équilibre, c'est-à-dire incluses dans le compte Ajustements-Ecarts.

Les charges incluses dans le TURPE

Le TURPE couvre les coûts liés à la constitution des réserves (primaire, secondaire et tertiaire), aux congestions nationales ainsi que les surcoûts liés aux ajustements pour reconstituer les services système et les marges.

Le compte Ajustements-Ecarts

Le compte Ajustements-Ecarts est un compte de gestion sur lequel sont imputés les charges et les produits liés à l’équilibrage production-consommation. Ce compte a vocation à être équilibré financièrement, ce qui est permis par le facteur k.

L’activation des offres sur le mécanisme d’ajustement

Le mécanisme d’ajustement fonctionne selon le principe du « pay-as-bid ». Tout acteur qui dépose une offre sur le mécanisme d’ajustement a le libre choix du prix d’activation de l’offre (exception faite de la mise en place d’un plafond pour les offres déposées par les consommateurs sous contrat avec RTE). Ainsi, lorsque RTE active une offre d’ajustement à la hausse, c'est-à-dire une offre qui permet de résoudre les déséquilibres du type production inférieure à la consommation, RTE rémunère l’acteur au prix de l’offre : cela représente une charge pour RTE. A contrario, lorsque RTE active une offre d’ajustement à la baisse, RTE perçoit de l’acteur le prix de l’offre : cela représente un produit pour RTE.

Prix de règlement des écarts    

RTE répercute les coûts et bénéfices liés aux actions d’ajustement aux responsables d’équilibre à l’origine du déséquilibre sur un pas demi-horaire, selon les modalités suivantes.

 

TENDANCE GLOBALE DU SYSTEME ELECTRIQUE

Hausse

Nulle

Baisse

POSITION NETTE DU RESPONSABLE D’EQUILIBRE

Ecart Positif
(le RE reçoit…)

Prix Spot de référence

Prix Spot de référence

Min [ PMPb / (1+k) ; Prix Spot ]

Ecart Négatif
(le RE paie…)

Max [ PMPh*(1+k) ; Prix Spot ]

Prix Spot de référence

Prix Spot de référence

PMP : prix moyens pondérés (PMPh à la hausse, PMPb à la baisse)
Prix Spot de référence : prix horaire sur EPEX spot

Ces modalités ont été revues afin de renvoyer une incitation plus pertinente aux responsables d’équilibre. Elles seront ainsi remplacées à compter du 3 avril 2017 par le dispositif suivant :

 

TENDANCE GLOBALE DU SYSTEME ELECTRIQUE

Hausse

Baisse

POSITION NETTE DU RESPONSABLE D’EQUILIBRE

Ecart Positif
(le RE reçoit…)

Min(PMPh * (1-k); PMPh * (1+k))

Min(PMPb * (1-k); PMPb * (1+k))

Ecart Négatif
(le RE paie…)

Max(PMPh * (1-k); PMPh * (1+k))

Max(PMPb * (1-k); PMPb * (1+k))

PMP : prix moyens pondérés (PMPh à la hausse, PMPb à la baisse)
La valeur du coefficient « k » est publié sur le site Internet de RTE

Au vu du montant du solde du compte établi sur une période donnée, la CRE fixe le solde définitif du compte à atteindre pour cette période. Le facteur k est donc réévalué a posteriori pour atteindre ce solde définitif, et le gestionnaire de réseau de transport recalcule de façon rétroactive les factures d’écarts des responsables d’équilibre.

Prix proportionnel au soutirage physique : couvrir les coûts de contractualisation

Le prix proportionnel au soutirage physique (ou facteur c) a été dimensionné pour couvrir les coûts de contrac-tualisation des réserves rapides et complémentaires (environ 40 millions d’euros en 2016) et les coûts de contractualisation auprès des consommateurs (environ 30 millions d’euros en 2016). Le facteur c est actuelle-ment égal à 0,15 €/MWh depuis le 1er janvier 2013. Il sera révisé au cours de l’année 2017 pour prendre en compte les évolutions tarifaires mises en œuvre dans le TURPE 5.

Le rôle de la CRE

En application des dispositions de l’article L. 321-11 du code de l’énergie, la CRE approuve les règles relatives aux services système. Trois délibérations successives portant approbation des Règles Services Système ont été publiées par la CRE le 28 novembre 2013, le 12 juin 2014 et le 3 décembre 2015. Elles ont notamment validé l’ouverture progressive de la participation aux services système à davantage de capacités (installations de consommation, installations raccordées aux réseaux de distribution, capacités dissymétriques). Plus récemment, dans sa délibération du 2 juin 2016, la CRE a donné une orientation favorable à la constitution de réserve primaire par appels d’offres transfrontaliers avec les GRT allemands, autrichien, néerlandais et suisse. Cette évolution a été inscrite dans les règles services système à la suite de la délibération de la CRE datant du 1er décembre 2016. RTE a participé pour la première fois à cette constitution commune en janvier 2017.

En application des dispositions des articles L. 321-10 et L. 321-14 du code de l’énergie, la CRE approuve également les règles relatives à la programmation, au mécanisme d’ajustement et au recouvrement des charges d’ajustement, ainsi que les méthodes de calcul du prix des écarts et les charges couvertes par le facteur k.

En outre, la CRE veille à ce que le fonctionnement du mécanisme d’ajustement contribue au développement de la concurrence et à l’intégration des marchés électriques européens. Concernant l’intégration européenne, elle se prend pour l’heure la forme d’initiatives régionales volontaires des GRT souhaitant mettre en œuvre des échanges transfrontaliers d’énergie ou de capacité d’équilibrage. Cependant, le projet de règlement européen relatif à l’équilibrage (« Guideline on Electricty Balancing ») est en phase finale de préparation et devrait être adopté par la Commission européenne en 2017. Il devrait notamment définir un cadre juridique contraignant concernant la mise en œuvre d’échanges transfrontaliers d’énergie d’équilibrage. Deux projets concrets anticipant les exigences de ce règlement permettent de renforcer la coopération européenne et d’affiner les composantes du modèle-cible pour les échanges transfrontaliers d’ajustement :

  • Le projet Trans European Replacement Reserves Exchanges (« TERRE »), impliquant six GRT dont RTE, qui vise à mettre en œuvre des échanges d’offres d’énergie issues de la réserve complémentaire.
  • Le projet International Grid Control Cooperation (« iGCC »), qui permet aux huit GRT participants de compenser entre eux leurs besoins d’équilibrage afin de réduire leurs activations de réserve secondaire.

Impliquée dans les travaux menés par le Conseil européen des régulateurs de l’énergie (CEER) ainsi que l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER), la CRE participe activement aux réflexions qui permettent de définir et de mettre en œuvre le modèle-cible européen.

Le modèle français de l’équilibrage va ainsi être amené à évoluer profondément ces prochaines années, sous l’effet, d’une part, du renforcement de l’intégration des marchés européens, et, d’autre part, de la nécessité d’accompagner la transition énergétique, qui entraîne des besoins accrus de flexibilité du système électrique français et européen afin d’intégrer les énergies intermittentes. A cet effet, des travaux sont en cours pour établir une feuille de route de l’équilibrage du système électrique français, décrivant la cible du modèle d’équilibrage ainsi que les étapes intermédiaires à mettre en œuvre en vue de la réalisation de ces évolutions.

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Pour en savoir plus

 Les règles relatives à la Programmation, au Mécanisme d’Ajustement et au dispositif de Responsable d’équilibre

 Les bilans RTE du Mécanisme d’Ajustement

 Tableau de bord de RTE

 Les Services Système

Délibérations associées

Approbation des règles relatives à la programmation, au mécanisme d’ajustement et au recouvrement des charges d’ajustement

 Délibération du 7 décembre 2016  : approbation des règles relatives à la Programmation, au Mécanisme d’Ajustement et au dispositif de Responsable d’Equilibre

 Délibération du 1 décembre 2016  : approbation des Règles Services Système fréquence et des Règles Services Système tension

 Délibération du 10 mars 2016  : approbation des règles relatives à la Programmation, au Mécanisme d’Ajustement, et au dispositif de Responsable d’Equilibre

 Délibération du 3 décembre 2015  : approbation des Règles Services Système

 Délibération du 26 février 2015  : approbation des règles relatives à la Programmation, au Mécanisme d’Ajustement, et au dispositif de Responsable d’Equilibre

 Délibération du 12 juin 2014  : approbation des Règles Services Système

 Délibération du 19 décembre 2013 : approbation des règles relatives à la Programmation, au Mécanisme d’Ajustement, et au dispositif de Responsable d’Equilibre

 Délibération du 28 novembre 2013  : approbation des Règles Services Système

Participation des consommateurs au mécanisme d’ajustement

 Délibération du 23 novembre 2016  : approbation des modalités de l’appel d’offres organisé par le gestionnaire du réseau public de transport pour mettre en œuvre des capacités d’effacement additionnelles en 2017

 Délibération du 26 octobre 2016  : approbation des modalités de l’appel d’offres organisé par le gestionnaire du réseau public de transport pour mettre en œuvre des capacités d’effacement additionnelles en 2017

 Délibération du 11 février 2016  : valorisation des effacements de consommation sur les marchés de l’énergie

 Délibération du 22 octobre 2015  : approbation des modalités de l’appel d’offres organisé par le gestionnaire du réseau public de transport pour mettre en œuvre des capacités d’effacement additionnelles en 2016

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