Le mécanisme d'ajustement

Comment assurer l'équilibre production-consommation de l'électricité dans un marché ouvert à la concurrence ? 11/10/2017
Publication REE REE 2005-6-7
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2005-6:20246
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Le mécanisme d'ajustement

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L'articl-9 invité ! V ! t 7 8 Ba w B th / > Le mécanisme d'ajustement < a Le mécanisme d'ajustement le Comment assurer 1 équilibre production-consommation de l'électricité dans un marché ouvert à la concurrence ? n'cfH Mots clés Électricité, Équilibre production-consommation, Concurrence, Transparence Par Yves HARMAND, Catherine NEBAS-HAMOUDIA, Bernard LARRIPA, Bruno NEUPONT RTE (Gestionnaire du Réseau de Transport d'ElectriClté) Placés au coeur de secteurs électriques en pleine mutation, les gestionnaires des réseaux de transport jouent un rôle essentiel : ils s'assurent à tout instant que la fourni- ture d'électricité couvre la demande. En France, pour remplir cette mission, RTE a mis en service début 2003 le Mécanisme d'ajustement. Des évolutions législatives... au mécanisme d'ajustement Les coupures de courant géiiérilis'el-ilièl*es eCSSLII'VCIILICS CCS d c iiniié années en Californie ou en Italie, pour ne citer que les plus médiatisées, ont projeté les secteurs électriques des pays occidentaux sous les feux de l'actualité. Ces secteurs étant pour la plupart en profonde mutation, de nombreuses questions ont été soulevées. En particulier, s'agissant de la garantie d'appro- visionnement d'un bien considéré de nos jours comme vital, l'impact des nouveaux schémas d'organisation du marché de l'électricité a été au centre des débats. L'ESSENTIEL . L'électricité n'étant pas un bien stockable en grande quantité, la production injectée sur un réseau doit être en permanence ajustée a la consommation. En France, cet ajustement était auparavant fourni par l'acteur Intégré EDF. Les évolutions légis latives récentes ont créé les conditions d'une ouverture à la concurrence des fournitures d'ajustement. . RTE, le gestionnaire du réseau de transport d'électricité, a éla- boré en concertation avec les acteurs du marché un dispositif permettant de mutualiser l'ensemble des puissances dispo- nibles pour assurer !'équi ! ibre production-consommation : le mécanisme d'ajustement. Celuicl fonctionne comme un appel d'offres permanent ouvert aux producteurs et aux consommateurs industriel français ainsi qu'à des acteurs étrangers. . Les offres soumises par les acteurs sont sélectionnées par RTE en fonction des besoins du système électrique, sur la base du critère de préséance économique et en tenant compte des conditions techniques de mise en oeuvre des offres. Les prix du mécanisme d'ajustement servent de référence pour la facturation des écarts constatés entre les fournitures et les consommations des différents acteurs du marché de l'électricité. Enjeu important de ce mécanisme, la transparence est assurée par un système très complet de diffusion publique d'informations. . Depuis son lancement, le mécanisme d'ajustement a fait la preuve de sa robustesse opérationnelle. Au sein de r Union européenne, deux directives parues en décembre 1996 puis en juin 2003 ont fixé les règles communes c d'une nouvelle organisation du secteur électrique. Ces deux c directives ont été respectivement transposées en droit français par les lois du 10 février 2000 et du 9 août 2004. Ces dispositions législatives ont créé progressivement les c conditions d'une concurrence entre fournisseurs pour l'alimen- tation en électricité des clients éligibles. Dans ce nouveau cadre, RTE, le gestionnaire du réseau de transport d'électricité en France, a été créé le Io'juillet 2000. YNOPSIS *As eectricity is a nonstorable product in large quantities, generation and consumption have to be balanced at ail times. In France, this balancing was historically supplied solely by EDF. Recent legislative changes have opened balancing sup- plies, thus creating competition. · RTE, the electricity Transmission System Operator, has deve- loped, in consultation with the main market players, the Balancing Mechanism. This enables available capacities to be merged in order to guarantee this balance. It operates like a permanent bidding system open to producers, industrial consumers and foreign players. · Bids submited hy players are selected by RTE depending on the system requirements, taking into account merit order cri- terion and technical constraints. Prices issued from the Balancing Mechanism are used to provide a legltlmate refe rence price for the settlement of imbalances between supplies and consumptions of the different electricity market players. Tranparency, a crucial element of this mechanism, is ensured by a comprehensive system of open data publication. Sitice itS IaLinch, the Ba ancing Mechariism has proven its ope- rational strength. aee REE N 6 7 Jtiii) Iiiilt 200 Ses missions principales sont d'exploiter, d'entretenir et de développer le réseau public de transport d'électricité, ainsi que d'en assurer la sécurité et la sûreté de fonctionnement. Au titre de la sûreté de fonctionnement du système et pour assurer l'équilibre offre-demande, RTE assume la responsabili- té technique de surveillance, d'appel et de mise en oeuvre des réserves de puissance constituées par les acteurs. Sur ce point précis, la loi du 10 février 2000 a permis l'ouverture à la concurrence en introduisant la notion de propo- sitions d'ajustement soumises par des acteurs à RTE. À cette fin, RTE s'est doté d'un mécanisme d'ajustement qui s'inscrit dans l'organisation du marché français de l'électricité dont les caractéristiques principales sont décrites dans l'encart 1. Le mécanisme d'ajustement et le dispositif de responsable d'équilibre qui lui est associé répondent à deux enjeux : 1.inciter les acteurs à offrir les réserves opérationnelles nécessaires à l'équilibrage global et à la sûreté du système électrique 2. renvoyer aux acteurs du marché la responsabilité financière des déséquilibres en temps réel entre leurs injections et leur soutirage d'électricité. Pour répondre à ces enjeux et faciliter l'arrivée de nouveaux acteurs, RTE a organisé une large concertation qui se poursuit aujourd'hui, dans le cadre d'une instance regroupant des producteurs, des distributeurs, des grands consommateurs et des commercialisateurs d'électricité : la Commission de Fonc- tionnement du Mécanisme d'Ajustement (CFMA). La loi indique par ailleurs que les règles de fonctionnement de ce mécanisme sont approuvées par le régulateur français : la Commission de Régulation de J'Énergie (CRE). Le mécanisme d'ajustement a ainsi été démarré le 31 mars 2003. Avant d'en présenter les principes, il est intéressant d'expliciter les conditions physiques de l'équilibre production- consommation d'électricité. 2. Principes généraux de l'équilibre production - consommation Dans un réseau interconnecté et synchrone tel que celui de l'Europe occidentale, la fréquence électrique présente deux caractéristiques principales : son uniformité : à un instant donné, l'ensemble des alter- nateurs connectés à un tel réseau, reliés entre eux par le jeu des forces électromagnétiques, fonctionne à la même vitesse. De ce fait, la fréquence observée en tout point du réseau (point de production, ouvrage de transport, charge alternative) est identique 'sa quasi-stabilité : la fréquence doit impérativement être stabilisée autour de la valeur de 50 Hz. En effet, la plupart des matériels connectés au réseau ont un fonc- tionnement optimisé pour cette valeur. Un éloignement trop important de 50 Hz endommagerait ces appareils. De fait, certains d'entre eux comme les groupes de production sont équipés de protections destinées à les séparer du réseau en cas d'écarts de fréquence de 2 à 4 Hz. Le maintien de la fréquence à une valeur acceptable est obtenu par un équilibrage permanent entre la consommation et la production d'électricité sur le réseau. Ces deux composantes (consommation et production) sont instables dans le temps : la consommation varie notamment en fonction des heures de la journée (voir figure 6) et des conditions météorologiques telles que la température'ou la nébulosité ; la production peut connaître des aléas tels que des déclenchements de groupes ; les variations des échanges sur les interconnexions entre la France et ses pays frontaliers peuvent représenter plusieurs gigawatts sur des temps très courts. L'électricité n'étant pas stockable en grande quantité, ajuster en permanence la production injectée sur le réseau à la consommation soutirée nécessite la constitution de réserves de puissance adaptées aux différents types de déséquilibres. La mobilisation de ces réserves est assurée par trois réglages diffé- rents : les réglages primaire, secondaire et tertiaire. Les deux premiers, que nous n'aborderons ici que très succinctement, sont destinés à faire face aux déséquilibres de dynamique rapide et limitée, tandis que le troisième a pour but de rétablir l'équi- libre à la suite de perturbations plus lentes et profondes (voir figure 1). MW. Ajustement Services système Réglage Tertiaire Réglage Secondaire Réglage Primaire ... Réglages 15 minutes automatiques Réservesmobilisées Tenips Figiire 1. Les différents réglages dans le teiiips. Les réglages primaire et secondaire (ou « Services Système ») Ces deux types de réglage sont des réglages automatiques dont les temps de réaction sont très courts. Le réglage primaire vise à stabiliser la fréquence en quelques secondes suite à une perturbation. Il est assuré par les régulateurs de vitesse installés sur les principaux groupes de production. Il faut noter que lorsqu'un déséquilibre tel que le déclenchement d'un groupe de production survient en n'importe quel lieu du réseau européen synchrone, tous les groupes parti- cipant au réglage primaire, en France comme dans les autres À titre d'illustration, en France,une variation de températured'un degré en hiver peut entraîner une variation de consommation de 1500MW, soit l'équi- valent d'une tranche nucléaire récente. Ce secoursmutuel constitue au demeurantun desintérêts qu'il y peut y avoir à interconnecterplusieurs paysentre eux. REE W 6/7 Iuin/juillet 2005 pays interconnectéset synclwonisés,contribuent au rétablissement de l'équilibre P = C en modulant leur puissance 2. L'action du réglage primaire a toutefois pour conséquences de stabiliser la fréquence à une valeur différente de 50 Hz et de modifier les échanges aux frontières par rapport aux valeurs c observées avant la perturbation. Le réglage secondaire fréquence-puissance (appelé égale- ment téléréglage) a pour objectifs de ramener la fréquence à sa valeur de référence de 50 Hz et de rétablir les échangesfronta- liers à leurs valeurs initiales. En France, un calculateur basé au dispatching national c calcule en permanence un signal N(t) appelé « niveau de télé- réglage ». Ce niveau est une valeur comprise entre - 1 et + 1. Il est retransmis en permanence aux groupes de production participant au réglage secondaire et a pour effet de moduler la puissance injectée par ceux-ci. Par exemple, à la suite du déclenchement d'un groupe situé sur le territoire français, un niveau initialement égal à zéro se rapprochera de + 1. Cela entraînera en quelques minutes une hausseautomatique de la production des autres groupes français participant au réglage secondaire,destinée à compenser la perte de puissance subie. Ces deux réglages font l'objet d'une contractualisation c entre RTE et les producteurs français. Chacun d'entre eux est tenu de fournir un volume de réglage conforme aux prescrip- tions signifiées par RTE. c Le réglage tertiaire Contrairement aux réglages primaireet secondaire,le réglage c c tertiaire est un réglage manuel, dont les constantes de temps c c vont de quelques minutes à plusieurs heures. Par l'intermédiaire du mécanismed'ajustement, il mobilise à la hausseou à la baisse des volumes de puissancedisponibles. Le réglage tertiaire est utilisé pour reconstituer les réserves primaire et secondaire, compenser les déséquilibres profonds et durables entre production et consommation, et maintenir les marges d'exploitation à des niveaux suffisants. Nota : une partie de la réserve tertiaire fait l'objet d'une contractualisation spécifique. Il s'agit de la « réserve rapide », constituée par des volumes de puissance mobilisables en moins de 15 minutes. En respect des règles européennes édictées par l'UCTE (Union pour la Coordination du Transport de l'Électri- cité), cette réserve doit permettre de compenser la perte du plus gros groupe couplé sur le réseau (1500 MW en France). La contractualisation garantit à RTE de disposer en permanence d'un niveau de réserve rapide suffisant. La notion de marge (somme des réserves secondaire et tertiaire) est utilisée par RTE pour le suivi de la sûreté de fonc- tionnement du système. Les marges disponibles à différentes échéances(de 15minutes à plusieurs heures) sont examinées en permanence par RTE, qui vérifie notamment que les offres du mécanisme d'ajustement couvrent bien les minima requis. Ces minima sont établis de façon à respecter un niveau de risque prédéfini de faire appel à des moyens exceptionnels permettant d'éviter une défaillance du système. En France, le réglage tertiaire est coordonné par une entité unique de RTE : le Centre National d'Exploitation du Système. 3. Présentation générale du mécanisme d'ajustement français RTE propose un mécanisme d'ajustement sous forme d'un appel d'offres permanent, transparent et ouvert permettant en temps réel de disposer d'une réserve d'ajustement de puissance. RTE organiseainsi la rencontreentrelespropositionsd'ajustement de différents acteurs et les besoins du système. . Les propositions d'ajustement (appelées« offres d'ajus- tement ») sont remises par les acteurs ayant signé un contrat de participation au Mécanisme d'ajustement. Ces acteurs expriment de façon formalisée les conditions d'utilisation de leurs offres et les prix associés.Le seuil minimal d'une offre d'ajustement est de 10 MW. . Les besoins en ajustement peuvent être « à la hausse » ou « à la baisse ». La terminologie est liée à l'influence ou « a c attendue sur la situation relative de la production par rapport à la consommation : un ajustement à la hausse correspond à une augmentation de production, une dii-rii- nution de consommation ou une augmentation (resp, diminution) d'import (resp. d'export) ; symétriquement, un ajustement à la baissecorrespond à une diminution de production, une augmentation de puissance d'un site consommateur ou une augmentation (resp. diminution) c d'export (resp. d'import). « La participation au Mécanisme d'ajustement est ouverte à trois types d'acteurs : - les producteurs disposant de moyens de production raccordés au réseau électrique français. Depuis la loi du 9 août 2004, les acteurs disposant de moyens de production raccordés au réseau public de transport ont l'obligation de proposer leurs volumes de puis- sancedisponibles sur le mécanisme d'ajustement. - lesclients industriels qui ont la possibilité de faire varier leur consommation d'électricité : la majorité des consommateurs participant au méca- nisme d'ajustement propose des offres d'ajuste- ment à la hausse, c'est-à-dire des effacements de consommation, - des acteurs étrangers opérant depuis les intercon- nexions ; cette participation est possible lorsque RTE et le Gestionnaire de réseau de transport d'un pays frontalier ont trouvé un accord pour définir les modalités techniquespermettantaux acteursintéressés de participer au mécanisme d'ajustement français. Cette possibilité est aujourd'hui offerte aux acteurs anglais, espagnols et suisses. c RTE sollicite les offres selon le principe de la préséance économique tout en respectant les contraintes techniques et les conditions d'utilisation des offres. REE N 6 7 Jtllrl/jtllllct 2005 A< :fers Acteurs C'j USteMeÎleL RTJ Contractualisation Gestion des offres Conception des Soumission 1 ; Prise en compte des offres te , -' 1 , 1 .interciassement \ 1 des offres 1 ___._ MIse en oeuvre de l'offre activée Ordres d'activation Acceptation des offres Gestion des écarts Détermination du y prix de référence ----- de -..-.. "' ""'., de ,. ____ , ''' " """ Rémunération au prix d'offre J i7 .. " ",/ ;/ u Valonsation des offres Figtire 2. Les étapes-clés du iîiécaiiisi7ie d'ajttsteiieiit. . Lorsque RTE sollicite une offre à la hausse, il rémunère l'acteur qui met en oeuvre celle-ci. Symétriquement, pour une offre à la baisse, c'est l'acteur qui rémunère RTE). Chaque offre activée est payée à son prix d'offre. . Les prix des offres d'ajustement appelées par RTE servent de base au calcul des prix pour le règlement des c écarts constatés entre les injections et les soutirages des c acteurs. Ce point est développé plus en détail dans le chapitre 5. 'Le mécanisme d'ajustement est transparent : volumes et prix des offres appelées sont affichés en temps réel sur le site web de RTE. L'enchaînement des principales étapes du mécanisme d'ajustement est représenté sur la figure 2. 4. Offres et ordres d'ajustement 4.1. Format des offres d'ajustement Le mécanisme d'ajustement est un processus structuré en plusieurs étapes. La première étape du cycle est du ressort des acteurs : il s'agit pour eux de soumettre leurs offres d'ajustement à RTE. a Chaque offre porte sur une Entité d'Ajustement (EDA). Ce terme désigne une entité physique de base apte à fournir un ajustement sur le réseau : une tranche thermique de production, une centrale hydraulique (ou aussi un groupement de centrales localisées sur une même vallée), un site d'un client industriel... Une EDA, pour pouvoir participer au mécanisme d'ajustement doit être en mesure de fournir un ajustement d'au minimurr 10 MW. Afin de faciliter l'accès à ce service aux clients industriels. il est toutefois permis à ces acteurs d'agréger plusieurs sites' pour atteindre ce seuil. La soumission des offres débute la veille (J - 1) à 16 h poui une journée (J). Chaque acteur d'ajustement doit transmettre a RTE, via une application informatique supportée par le réseau de télécommunication global Intranet, des fichiers décrivant le principaux paramètres de ses offres. 'Le premier de ces paramètres est le prix. Une journée eSI divisée en six tranches horaires appelées « plages de prix ». Pour chaque sens, hausse et baisse, un acteur peul proposer un prix par plage. Ces plages sont au nombre de six et représentent les créneaux horaires suivants [0 h-6 h] ; [6 h-11 h] ; [11 h-14 hl ; [14 h-17 h] : [17 h-20 hl et [20 h-24 hl. Ainsi, pour une EDA donnée, un acteur pourra proposer jusqu'à 12 prix par jour. Ce fractionnement permet de mieux prendre en compte les différences de prix dE l'électricité dans une même journée : les prix sont plu élevés au moment des pointes de consommation (pm exemple vers 19 h en hiver) qu'au moment des creux dE nuit. 'Le deuxième paramètre important est la puissance offerte Celle-ci est retransmise de deux façons différentes selor le type d'acteur : les producteurs remettent des offre dites « implicites » tandis que les consommateurs et le acteurs étrangers remettent des offres « explicites ». QUE signifie cette terminologie ? Chacun de ces sites doit tout de même être en mesure de fournir un ajustementd'au moins 1 MW. REE ? 6/7 .Iuili/jiiillet 2005 > L'article invité i 5 Le mécanisme d'ajustement < Puissance PMD Pmin 1 Offre à la hausse Offre à la baisse Temps Oh 24 h FigLVre 3. Les off-es d'ajiistei7ieiit ii7il3plicites. Puissance Pmax effacement Pmin effacement Offre possible à la hausse Temps .... Oh 8 h 16 h 24 h Figure 4. Les offres d'ajustement explicites. c Offres implicites (figure 3) : Les offres d'ajustement des producteurs sont dites impli- cites, car la puissance disponible pour le mécanisme d'ajuste- ment au niveau de chaque groupe de production est déduite indirectement par RTE de différents paramètres : 'Le Programme d'appel du groupe : il s'agit du programme que le producteur souhaite que son groupe suive pendant la journée. Ce programme est transmis à RTE à 16 h en J - 1 sous forme d'une chronique de puissance de 48 points demi-horaires. La somme des programmes d'appels de tous les groupes d'un producteur (plus ses achats et ses imports) est fonction de la prévision que ce dernier a faite de la consommation de tous ses clients (plus ses ventes et ses exports). 'La puissance maximale disponible du groupe (PMD) : il s'agit de la puissance maximale qu'il peut atteindre. 'Le minimum technique du groupe (Pmin) : il s'agit de la puissance minimale à laquelle il peut fonctionner. On retrouve sur la figure 3 les trois paramètres définis ci- dessus. Sur chaque pas demi-horaire, RTE considère l'offre d'ajustement à la hausse comme étant la puissance comprise entre le programme d'appel et la puissance maximale dispo- nible. L'offre d'ajustement à la baisse est quant à elle la puis- sance comprise entre le programme d'appel et le minimum technique. Offres explicites (figure 4) : Les clients consommateurs et les acteurs étrangers ne com- muniquant pas l'équivalent d'un programme d'appel à RTE, leurs offres d'ajustement sont formulées de façon différente. Les puissances offertes, également transmises sous forme de chronique de 48 points demi-horaires, sont exprimées de manière directe. Pour chaque sens, ces acteurs communiquent les valeurs maximales et minimales d'ajustement. Pour un consommateur par exemple, ces valeurs représentent les puissances d'efface- ment possibles par rapport à sa consommation normale. Sur cet exemple (figure 4), l'acteur propose une offre c d'ajustement à la hausse de 0 h à 8 h et de 16 h à 24 h mais ne soumet aucune offre de 8 h à 16 h. D'autres paramètres que le prix et la puissance peuvent être associés à une offre. Il s'agit de conditions tech- c niques que RTE doit respecter s'il fait appel à cette offre. Citons plus particulièrement : - Le délai de mobilisation de l'offre (DMO) : il s'agit du temps nécessaire à un acteur pour fournir l'ajustement demandé par RTE. Typiquement, le délai de mobilisa- tion d'un groupe hydraulique est beaucoup plus court (de l'ordre de quelques minutes) que celui d'un groupe thermique à l'arrêt (jusqu'à plusieurs heures). REE No 6/7 2005 16h o 22h Oh 2h 4h 6h 8h 10h 12h 14h 16h 18h 20h 22h 24h 0 o 0 0 Gu chet J-1 Guichet Infra-Joumaller Délai neutralisation Piage devaiidité 0 > 0 0 0 0 0 0 0 0 Figitre 5. Guichets et plages de prix. - L'énergie maximale et l'énergie minimale de l'offre (en MWh). L'activation d'une offre devra respecter la condition énergie min < énergie appelée < énergie max. Ces grandeurs sont en particulier nécessaires pour la gestion de stocks hydrauliques - La durée minimale et la durée maximale d'utilisation de l'offre. Un producteur, par exemple, peut souhaiter ne démamer un groupe que pour une durée d'a minima six heures - Le nombre maximal d'activations dans la journée. Ainsi transmises à RTE, les offres d'ajustement de tous les acteurs vont ensuite être sollicitées en fonction des besoins du système électrique. Si le critère économique est le premier cri- tère pris en compte par RTE pour interclasser ces offres, les conditions d'utilisation que nous venons de décrire entrent éga- lement en ligne de compte au moment du choix. 4.2. Vie des offres d'ajustement Nous avons vu plus haut que les acteurs d'ajustement remettaient leurs offres à 16 h en J - 1 pour une journée J. Pour les producteurs, cet envoi s'accompagne de l'envoi de leurs programmes d'appel. Pour autant, la mécanique de soumission ou de modification d'offres et de programmes d'appel ne s'arrête pas à cette échéance. Les acteurs peuvent en cours de journée subir des aléas sur leurs moyens physiques (perte de groupes, incident sur un process industriel...). Ils peuvent également souhaiter modifier leurs prix afin d'avoir plus de chances d'être sollicités par RTE. Le mécanisme d'ajustement, par un système de « guichets » répartis tout au long de la journée, permet aux différents acteurs de supprimer ou modifier leurs offres, voire d'en déposer de nouvelles. Suivant la même logique, les producteurs sont autorisés à redéclarer lors de ces guichets leurs programmes d'appel. Ce point est particulièrement important pour eux lorsqu'ils cumulent les qualités d'acteurs d'ajustement et de responsables d'équi- libre (voir chapitre 5). La redéclaration de leurs programmes leur permet d'ajuster leur production par rapport à la consom- mation globale de leurs clients, de manière à ne pas être pénalisés financièrement par des écarts trop importants. En plus du guichet de 16 h en J - l, il existe douze guichets dits « infra-journaliers ». La figure 5 représente un ensemble J - 1/J avec les six plages de prix et l'ensemble des guichets. Chaque guichet est suivi d'une période de deux heures appelée « délai de neutralisation ». Une offre soumise à un gui- chet ne pourra pas être activée avant l'expiration de ce délai. Ce laps de temps est nécessaire à RTE pour remettre à jour ses études de sûreté de fonctionnement du système, car ces gui- chets permettent aussi aux producteurs de demander une modi- fication des programmes de leurs groupes. Par ailleurs, les échanges d'import/export aux interconnexions peuvent égale- ment être sensiblement modifiés en cours de journée. L'ensemble de ces changements impacte la situation du système électrique, aussi bien du point de vue de l'équilibre général P = C que du point de vue des services système ou des congestions réseau. Il est donc primordial que le gestionnaire du réseau de transport s'assure continuellement que l'activité des différents acteurs à chaque guichet ne remette pas en cause la sûreté de REE W 6,/7 JLiiiiijtiillet 2005 '. F:-:isi.r P'-tStCt- P\ ; ; f ! t' J 1 - i't-I 1 1 1 Figure 6. Consommations françaises prévue et réalisée le 2 décembre 2004. fonctionnement du système, et qu'il ait le temps, le cas échéant, de mettre en oeuvre les adaptations nécessaires. 4.3. Quels sont les besoins d'ajustements et comment RTE y répond-il ? La seconde étape du mécanisme d'ajustement est l'utilisation faite par RTE de ces offres d'ajustement. Quatre différentes causes peuvent être à l'origine de ces sollicitations : Maintien de l'équilibre global entre la production et la consommation (cause P = C). Il s'agit de la principale cause d'appel aux ajustements. Elle peut être liée notam- ment à une dérive de la consommation par rapport aux prévisions, à des aléas sur le parc de production ou à des variations d'échanges avec les GRT frontaliers. La figure 6 représente les consommations prévues par RTE c et réalisées du 2 décembre 2004 (en gigawatts). Il permet de visualiser plusieurs phénomènes : - La forte variation de la demande d'électricité au cours d'une journée. Cet exemple est représentatif d'une journée hivernale marquée par une pointe de consommation à 19 h. - La difficulté de prévoir avec une totale exactitude la consommation finale. Sur cette journée, la consommation réalisée a été conforme à la prévision effectuée par RTE sauf sur la plage 8 h 30-13 h 30 où elle a été inférieure. Sur la base de cette prévision de consommation (plus le solde des échanges aux interconnexions) et sur la base de la somme des programmes d'appels transmis par les producteurs, RTE va solliciter une première fois en J - 1 des offres d'ajustement de façon à établir un premier équilibre production/consommation. Puis, au fil de la journée, ces ajustements seront adaptés à la situation vécue sur le réseau. . Reconstitution des réserves de réglages primaire et secondaire de fréquence, appelés également « services système » (cause SSY). Il se peut, par exemple, qu'un groupe de production par- ticipant au réglage secondaire de la fréquence subisse une avarie l'empêchant provisoirement d'honorer ses engagements. Cela peut avoir pour conséquence de faire passer la contribution totale des groupes français en dessous du niveau de réserve secondaire requis pour assurer la sûreté du système. Dans un tel cas, RTE va demander à un autre groupe apte à effectuer ce réglage, de décaler sa puissance de consigne de façon à participer à son tour au réglage de la fréquence. . Reconstitution des marges d'exploitation (cause MAR). RTE doit s'assurer continuellement que les marges de puissance disponibles à diverses échéances (15 minutes ou 2 heures à l'avance par exemple) sont suffisantes. Si tel n'est pas le cas, RTE peut être amené à demander le démarrage d'un groupe thermique à sa puissance mini- male de manière à pouvoir rapidement disposer par la suite d'un surplus de puissance si un besoin apparaît. Résolution d'une contrainte sur le réseau (cause RSO). Ces contraintes (ou congestions) peuvent concerner directement le réseau français ou les interconnexions internationales. Typiquement, l'apparition d'un transit trop élevé sur une ligne de transport peut obliger RTE à démarrer un groupe de production dans la zone de destination de ce transit de façon à le diminuer. REE N°6/7 Juinjuillct 2005 Le premier critère pris en compte par RTE pour sélectionner des offres concurrentes est la préséance économique. Ses principes généraux sont présentés dans l'eiicai-t Le critère économique n'est toutefois pas le seul critère étudié. Les EDA susceptibles de répondre à un besoin précis doivent en effet présenter des paramètres techniques compatibles avec ce besoin. Supposons par exemple que deux groupes de production, G 1 et G2, soient disponibles pour un ajustement à la hausse : Gl : Prix 40 &Euro;/MWh, délai de mobilisation 2 heures G2 : Prix 50 &Euro;/MWh, délai de mobilisation 15 minutes Si RTE doit compenser en urgence la perte d'un groupe sur le réseau, il va appeler le ai-olipe G2 qui, bien que plus cher que Gl. est le seuil à pouvoir délivrer de la puissance en un temps très court. Les ordres passés par RTE en temps réel sont transmis par appels téléphoniques. Pour les groupes de production, RTE transmet une nouvelle puissance de consigne ainsi que les heures de début et de fin de variation souhaitées. Le programme d'appel (programme souhaité par le producteur) devient alors un « programme de marche » (programme modifié par RTE). Pour les acteurs étrangers et les consommateurs, RTE indique directement la puissance et les heures de début et dc fin de l'ajustement. Les ordres sont parallèlement tracés dans des outils infor- matiques, ce qui permet notamment d'afficher en temps réel sur le site web de RTE les principales données du mécanisme d'ajustement (voir chapitre 6). Par ailleurs, la fourniture des ajustements par les acteurs présentant de forts enjeux pour la sûreté du système mais également pour les échanges financiers qui en découlent, RTE contrôle régulièrement la bonne mise en oeuvre des ordres qu'il a passés. 5. Le lien financier entre le mécanisme d'ajustement et les écarts des acteurs Le mécanisme d'ajustement a aussi comme finalité de renvoyer aux acteurs du marché la responsabilité financière des déséquilibres constatés a posteriori entre leur injection et leur soutirage d'électricité. En effet, ce sont les écarts aénérés par les acteurs au titre de leurs productions et de leurs consommations qui rendent nécessaires la plupart des ajustements. Ceci est réalisé au travers du dispositif de responsable d'équilibre, qui est un dispositif-clé pour le fonctionnement du marché français de l'électricité. 5.1. Le dispositif de responsable d'équilibre Supposons le cas simplifié d'un marché uniquement com posé de deux acteurs A et B disposant chacun de groupes de production et alimentant un certain nombre de clients. Chacun de ces acteurs doit chercher l'équilibre offre-demande de son propre périmètre, c'est-à-dire qu'il doit prévoir à l'avance une production égale aux volumes d'électricité qu'il a vendus. c Pour autant, une centrale ne produit pas toujours ce qui était prévu (avarie, rendement inférieur à li prévision...). De même, la courbe de consommation d'un client industriel est souvent très irrégulière : elle connaît de fortes variation sur des temps très courts. Cela induit deux difficultés . Pour les dénouements financiers liés à l'équilibre global du système : chaque acteur ne peut pas à tout instant établir l'équilibre exact entre sa production et la consommation de ses clients. Cet équilibre ne peut donc être atteint que de façon globale. Dans notre exemple simplifié, si un groupe de production de l'acteur A déclenche, la consommation globale de ses clients ne va pas simultanément climinuer d'un volume d'énergie équivalent. Ces derniers resteront alimentés. C'est donc un autre acteur, en l'occurrence l'acteur B, qui va fournir l'énergie manquante via l'action de RTE sur le mécanisme d'ajustement. Il faudra donc payer l'acteur B pour avoir produit l'énergie « de substitution » et facturer l'acteur A pour ce déséquilibre. . Pour la gestion du risque financier par les acteurs : la forte variabilité de la consommation d'un client peut provoquer des écarts imprévisibles et incontrôlables et placer l'acteur chargé d'alimenter ce client en situation de déséquilibre. Mais sur un ensemblede clients consommateurs, les variations de la demande sont statis- tiquement foisonnées. De même, sur un ensemble de groupe de production, les variations des différents groupes auront tendance à se compenser entre elles. te Ces deux problèmes sont pris en compte par RTE grâce au dispositif de « responsable d'équilibre ». Un responsable d'équilibre (RE) est la contrepartie financiè- re de RTE au titre du règlement des écarts mesurés a posteriori entre les injections et les soutirages constituant son périmètre défini contractuellement. Ce périmètre comprend notamment des productions et des consommations physiques, des achats ou des ventes de blocs d'énergie, des imports ou exports déclarés aux interconnexions, ou encore les ajustements sollicités par RTE'. Les écarts négatifs (soutirage> production) doivent être compensés financièrement par les responsables d'équilibre, tandis que les écarts positifs sont payés par RTE. Ce dispositif de RE permet aux acteurs du marché élec- trique d'aaréger leurs moyens de production et leurs sites de c c soutirage (leurs clients) de façon à minimiser par foisonnement c 1 des écarts inévitables et imprévisibles. Environ 80 RE sont actuellement actifs le marché français. 5.2. Les prix issus du mécanisme d'ajustement Les écarts d'énergie sont calculés sur un pas de temps uni- c taire de 30 minutes de façon homogène avec le coût des ajus- tements. Une journée est ainsi découpée en 48 pas demi- horaires sur chacun desquels des prix issus de J'ajustement sont calculés. 'Pour un productcur par exemple. un ayustement u la hausse (respectivement à la baisse)estretranché (respectivement rajouté) de sonpérimètred'équilibre. Si tel n'était pasle cas. les ajustements sollicités par RTE placeraient leurs fournisseurs en écart sansque ces derniers en soient responsables. REE N'6'/ Jiiii/lLiillet 200i Juin/ !U !!tct2005 mm invité Le mécanisme d'ajustement < P=C RSO P=C RSO RSO énergie Figiii- (- 7. Les pi-i-v du iiié (-ciiiisiie d'cijiisteiiieiit. Deux types de prix sont calculés : le prix marginal d'ajuste- c ment (PMA) et le prix moyen pondéré (PMP). La méthode de calcul de ces prix est illustrée sur la figure 7. c · Ce graphique représente l'exemple d'un ensemble c d'offres d'ajustement à la hausse activées sur un pas demi-horaire. . Chaque offre activée est représentée par un bloc rectan- gulaire. Cinq offres ont été activées dans cet exemple. . L'axe des abscisses représente l'énergie activée et l'axe des ordonnées représente le prix. * Lemotif d'appel à chacune des offres est indiqué : P = C ou RSO (congestion réseau) dans cet exemple. 'Le prix marginal d'ajustement (PMA) est calculé comme étant le prix de l'offre la plus chère activée pour l'équilibre global production-consommation. Dans cet exemple où figurent des ajustements pour c cause « réseau » (traitement d'une congestion), on peut considérer qu'il n'est pas légitime de répercuter les sur- coîtts liés à l'infrascructure du réseau vers les respon- sables d'équilibre. Ces surcoûts correspondent aux volumes sollicités au-delà du prix marginal (sui-face claire) et sont identifiés sur chaque pas demi-horaire. Ils sont couverts par les recettes du tarif d'accès au réseau. 'Le prix moyen pondéré (PMP) représente la moyenne des prix pondérés par les volumes d'énergie activés. Toutefois, si une offre a été activée pour un autre motif que P = C, le prix considéré au niveau de cette offre est le min [prix de l'offre, PMA]. Le PMP est représenté géométriquement sur ce graphique par la surface sombre. c Les calculs sont symétriques pour des ajustements à la baisse. Dans ce cas, le PMA est fixé par l'offre la moins chère activée pour l'équilibre global production- consommation. En plus de ces prix, RTE détermine pour chaque pas demi- horaire la tendance du mécanisme d'ajustement. Sur un pas donné, il est possible que coexistent des ajustements à la hausse et des ajustements à la baisse (ce point est développé un peu plus loin). La tendance de l'ajustement est alors déterminée à partir de la somme algébrique des énergies d'ajustement, tous motifs confondus. Elle peut être à la hausse, nulle ou à la baisse. Écarts positifs Écarts négatifs Cas outatendance d'ajustement estàla hausse Prix spot Po'.'/ernext P\iiP' i (l -K) Cas oûlatendance dOajustement est.il la baisse 1: 1 Prixspct°ovrarnexf (1 r) lafoilto atj Pi Y spot P)... erneyt PMF) prix rnoycn poridêre a li - le Prix ist [ue ir plancli, t--MF-I [i prix ni3yeri oordü L, a hauss n leP,ixspot rnexco, Figur-e 8. Les prix de règlement des écarts. 5.3. Comment sont calculés les prix de règlement des écarts ? Le lien financier mécanisme d'ajustement/prix de règle- ment des écarts a été établi sur la base des principes suivants : Les flux financiers liés à l'ajustement et au règlement des écarts doivent s'équilibrer. Les possibilités d'arbitrage sur les prix doivent être réduites par l'application de prix de règlement des écarts imprévisibles, et suffisamment dissuasifs pour inciter les acteurs à se mettre commercialement en situation d'équilibre. Au sein de chaque périmètre de RE, les four- nitures doivent couvrir les livraisons. Il est souhaitable de favoriser les acteurs qui aident le système, c'est-à-dire les RE dont l'écart est de même sens que la tendance d'ajustement. En effet, à un instant donné, tous les RE ne sont pas obligatoirement en écart et, s'ils le sont, ces écarts ne sont pas forcément de même sens. Certains RE peuvent être « courts », c'est-à- dire en écart négatif (leurs injections et/ou leurs achats sont inférieurs à leur soutirage et/ou leurs ventes), c d'autres peuvent être « longs », c'est-à-dire en écart c positif. C'est l'ensemble de ces positions qui détermine in fine la tendance de l'ajustement. La mise en pratique de ces principes a conduit à établir un système de prix matriciel, fonction de la tendance du mécanisme d'ajustement et du sens de l'écart du responsable d'équilibre (figure 8). Cette matrice recouvre plusieurs volets : . Les prix de règlement des écarts s'articulent autour des prix du mécanisme d'ajustement et des prix fixés en J-l par la bourse de l'électricité (prix spot Powernext). Structurellement, sur un pas demi-horaire donné, les prix d'ajustement à la hausse proposés par les acteurs sont très généralement supérieurs aux prix Powernext (il s'agit d'énergie dont le prix est supérieur au point de rencontre offre-demande de la bourse et qui, de fait, n'a pas été vendue la veille sur ce marché). Inversement, les prix à la baisse sont généralement inférieurs aux prix J - 1 de la bourse. . Pour un sens d'écart donné, le prix n'est pas le même suivant que le RE aggrave ou atténue le déséquilibre du système. Par exemple, un acteur en écart négatif va payer un prix plus élevé (prix de l'ajustement) si la REE ? 6/7 JLiiii,'.iuillet 2005 e > L'article învite Le mécanisme d'ajustement < tendance d'ajustement est à la hausse que si la tendance est à la baisse (prix Powernext). . La tendance de l'ajustement n'étant pas prévisible, le prix de règlement des écarts ne peut être anticipé. Cela limite les possibilités d'arbitrage d'un acteur qui pourrait être tenté d'acheter son énergie sur le mécanisme d'ajustement plutôt que d'effectuer ses achats d'énergie en prévisionnel. . Les prix moyens pondérés sont affectés d'un coefficient « K », réactualisable, et dont la valeur actuelle est de 0,15. Ce coefficient vise à réaliser la neutralité financiè- re entre les règlements financiers des ajustements et les règlements financiers des écarts des responsables d'équilibre. Cette neutralité n'est en effet pas automati- quement assurée. Potentiellement, sur un pas demi- horaire donné, des ajustements à la hausse et à la baisse peuvent coexister. Ceux dont le sens est contraire à la tendance majoritaire sont nommés contre-ajustements. Deux causes principales peuvent être à l'origine de contre-ajustements : l'inversion de la tendance pendant un pas demi-horaire (les dix premières minutes à la hausse et les vingt suivantes à la baisse par exemple) et le respect d'une condition d'utilisation d'une offre (en tendance à la hausse, sollicitation d'un groupe de production dont la durée minimale d'utilisation est de deux heures, puis inversion de la tendance au bout d'une heure : le groupe doit être maintenu à sa nouvelle puis- sance pendant encore une heure alors que la tendance est passée à la baisse). Le différentiel de prix entre les offres à la hausse et les offres à la baisse déséquilibre le bilan financier entre les ajustements et les écarts. Nota : lorsque la tendance de l'ajustement est nulle, le prix appliqué pour les écarts positifs et négatifs est le prix spot Powernext. 6. La transparence du mécanisme d'ajustement Le mécanisme d'ajustement est, sur le marché de l'électricité, une activité particulièrement sensible puisqu'il organise la rencontre entre les offres de sociétés concurrentes et qu'il fixe une donnée clé : le prix de règlement des écarts. La visibilité des acteurs du marché et du régulateur français sur le mécanisme d'ajustement est donc essentielle. La Commission de Régulation de l'Énergie reçoit de façon continue l'ensemble des informations traitées par RTE : prix, puissance, conditions d'utilisation des offres, etc. Par ailleurs, RTE a mis en place un dispositif de diffusion d'informations basé sur trois canaux : 1. La diffusion en J - 1. en temps réel et en J + 1 sur le site web de RTE des principales données du MA. o La veille d'une journée d'ajustement, RTE publie un premier indicateur permettant aux acteurs de connaître la « tension » du marché. Cet indicateur (figure 9) repré- sente la situation des marges d'exploitation dont dispose RTE pour la (ou les) pointe (s) de consommation du Pointefhnnaïm (09 :30 - 15:30) Pointe du soir (lq :30 21 : 30) 1 - , p 1, n - : 1, Q :h7/'. ! 1 Ï El [-] - 1 - 7 E] 2000 !"1'' 'l 1 J 7 ;, -r : : :1_Of . ;lir:r rl Eil r t -,r, i i- .' - Il-1) : r t -,r, i- 1 r -iir -,rT,rr i 1.t :1._tl : 1,l C4 r -- 1, 1 - cti u Figure 9. Affichage des marges en J - 1. F'r , Pr, rr rirn,t dsot'es de ? offres nicrin.t,ons Ter,lnce. Pnx tr.,eer, act,v- la priy ? rn n -ti% es à l t,,r p-, or, (Wr 1 111 IDC'it .cniré à bgisse cJ,rT,,-t cr,,t 1 " (lu lire e dl -të,T,e " rr eÇt tLJ e IctriqL,e (Eur -11) (E, r n 1 E, it -, e 42.41 4 4 5 16 516 0011O 011) 00 Hue -,295 42.94 23 0 n 1 iO Ci-01 h-10 H k --, 79 4 il 9 23 Ci 0 111-,0 -02hOü Huse 30.54 41 89 23 0 -02i-10 H,uss, l 67 4E C4 21 0 02h3C -03hüO H-,use 21.31 26.24 485 485 ci'i,ido- Hjjl- se o o 2C.11 21 u 03h30-04h00 Hausse 19.97 20l 1 491 491 041fiO - 04hci 2C, 2C'C'9 0 041130 - 05hoo Hausse 20.03 2009 23 0 Ol00 - Oi,-10 20 0-,'2,D lD9 2-'li osh3o - 0600 Hausse 1994 19,94 ID 0 PliOO -06h3û 2- -'5 272 18 0 061130 - 07hou Hausse 1719 27,25 1 a C1.71100 - 07,CI H " L : -p 2l 7 2 7 344 344 071) 30 08hOO Hausse 2719 272.7 5,9q 0 C] EiiOO OSHO Hate 27 -1 27'CI 1 71 1 17 081) 30 - 09,00 27,2 2725 1 65 104 09i ? O 27 -1 27 2 1 55 104 091110 - 1 ohoo Baisse 26,7 0 1 43 1,04 1 i_ l00 -1 Oi-10 Bii -, r 26 e Il Ci 1.4,, 104 l Oh3O - 11 hOO Baisse 2617 0 607 6,07 lltioo -11 -,Ci Elai- z e 113 c 0 23 ü6 O 3 Illi3O - 12iOO Baisse 33135 0 22,67 203 1 -1 2 [iO D,, -, 3'ï C5 0 22.77 203 12h3O - 13liOO Baisse 3 o 0 23.31 203 Figure JO. Affichage de la tendance, du PMA et du PMP en temps réel. lendemain. Ces marges sont comparées aux marges qui sont nécessaires pour assurer la sûreté du système. En temps réel, RTE calcule et diffuse sur son site web un grand nombre de données : tendance d'ajustement, prix marginaux et prix moyens pondérés, volumes activés pour chacun des quatre motifs possibles et prix de règle- ment des écarts. La figure 10 montre par exemple l'affi- chage de la tendance des prix marginaux et des prix moyens pondérés. REE ? 6/7 Juiiiluillct 2005 Le pas demi-horaire le plus récent est affiché après un délai d'environ trente minutes. Ces informations permettent en particulier aux acteurs d'ajustement d'apprécier en temps réel la compétitivité de leurs offres et aux responsables d'équilibre de connaître les prix de règlement des écarts. Par ailleurs, RTE publie en J + 1 une courbe « puissance/ prix » construite à partir du cumul des offres soumises par les acteurs en J - 1 (figure 11). Ces derniers ont ainsi la possibilité de situer leurs prix par rapport à l'ensemble des autres offres. Pointe consommation 10'30 - 14h3ô EurosiMWh 120 ms Ll tUS IlO 1os 100 95 , n 65 60 75 70 65 60 55 5 Li 45 40 f -S '0 15 10 5 1 i 4 C 6 CI 0 1200 1600 200C 4no 2600 'où i 60t) 4 c-tc- 4400 Puissance offerte ala hausse cumulée ien MW7 Figure 11. Affichage de la courbe ptiissanclprix eu J + 1. Sur cette courbe, chaque offre est intégrée en fonction de son prix. Dans cet exemple, on peut voir que la sollicitation par RTE de 3600 MW d'ajustement à la hausse aurait conduit à un prix marginal voisin de 65 euros/MWh. 2. La diffusion d'indicateurs globaux. RTE diffuse mensuellement sur son site web et en Commission de Fonctionnement du Mécanisme d'Ajustement une série d'indicateurs permettant de suivre le fonctionnement du MA sur un plus long terme que le temps réel. Les informations présentées concernent les tendances, les volumes appelés, les prix d'ajustement et de règlement des écarts, et également les volumes appelés par type d'acteurs. La figure 12 représente jour par jour, pour un mois donné, les volumes appelés à la hausse pour chacun des trois type d'acteurs : les producteurs (points d'injection), les consom- mateurs (points de soutirage) et les acteurs opérant depuis les interconnexions (points d'échange). 3. La publication des synthèses des travaux menés avec les acteurs. Les synthèses des différents travaux réalisés en concertation avec les acteurs dans le cadre de la CFMA sont également publiées sur le site web de RTE. 7. Le mécanisme d'ajustement après deux ans de fonctionnement Le Mécanisme d'ajustement, démarré le 31 mars 2003, reste un service relativement récent et, de fait, il est difficile de tirer des conclusions définitives. Les points suivants peuvent toutefois être soulignés : * 13 acteurs participaient au mécanisme d'ajustement dès son démarrage. Ils sont aujourd'hui au nombre de 24, c répartis de la façon suivante : 3 producteurs français, 12 acteurs opérant depuis les frontières suisse, espagnole et anglaise, 9 clients industriels. . Les principes fonctionnels du mécanisme d'ajustement sont très robustes : en deux ans, aucun problème opéra- tionnel majeur n'est survenu et ce malgré des situations parfois très tendues pour l'équilibre production-consom- mation (canicule de l'été 2003, situation de grand froid fin février 2005). RTE a pour l'instant toujours disposé des marges requises pour l'exploitation du système électrique. Si, durant les premiers mois de fonctionnement la ten- dance d'ajustement était équitablement répartie entre ---J--Lj-uLLL U _ _ _ U - - J. !, ; i U'Iii i i I,ii ! ! ! ! ! ! N ! (I Ij I iL I , !'j II I i',i i i i E - ' -- L ! J ! N , I I I ! l', ! 1 1: Il : i i, i, i i - '- --''- -- - ! L - " - - - " " " i " 'r .'.:_, L- - -.- - - --- -- 16 i i i 1 ! i ; ! l,i ; 1 ; :' : Il i'' , l,,L_U JcJ- 1 JjLLLLJJJ "' """ ""- " ' ;r. r'I',.,...1.,,'',>'i"',-'C'- ->.J ""''-'. " "-, "'''- ",' ",.,.,". 1,'-"-- ",, "j'il' " -ç'.r',',,'«,0 i i II i I a'. !'.. Figure 12. Volbiiiies appelés à la hausse par type d'EDA en iiars 2004. Figure 13 : répartition de la tendance d'ajiisteiiieiit sur la période avril 2003-déceiiibre 2004. Pour chaque mois de la période étudiée sont représentées les proportions de pas demi-hornires sur lesguels la ter2dance d'ajttstenieizt était à la baisse, nulle oit, à la hausse. REE qO 6/7 Juin/judlet 2005 hausse et baisse, cette répartition penche depuis la fin 2003 nettement vers la baisse (figure 13). Cela montre que les acteurs sont globalement « longs » et que le système de prix de règlement des écarts les incite à se couvrir contre les risques financiers liés aux écarts négatifs. Cette situation renforce la sûreté du système électrique. Comme nous pouvons le constater sur la figure 12, la part des acteurs étrangers sur le mécanisme d'ajustement est très significative. En moyenne, 30 % des ajustements à la hausse proviennent de l'étranger (essentiellement des acteurs suisses à ce jour). La concurrence est donc très présente, ce qui contribue globalement à la réduction du prix de règlement des écarts sur le marché français. Par contre, la participation des clients consommateurs reste encore très faible, quoique bien ciblée sur les périodes de forte demande. RTE étudie actuellement avec ces acteurs les possibilités d'augmenter leur participation au mécanisme d'ajustement. Les prix de règlement des écarts évoluent dans des c fourchettes conformes à la normale (figure 14). A ce jour, aucune attitude flagrante d'arbitrage sur les prix n'a été détectée. ' " - - - --- Figtire 14. Prix de règleiiieiit des écarts d'avril 2003 à déceiiib-e 2004 (iiio,ennes iiieiisi telles). 8. Conclusion La mise en place d'un système aussi complexe que le méca- nisme d'ajustement a constitué un important défi pour RTE et l'ensemble des acteurs du marché. La réorganisation des processus opérationnels, ainsi que le développement d'un système d'information complexe, ont été notamment rendus nécessaires et ont été menés avec succès. Le mécanisme d'ajustement reste en constante évolution. RTE est attentif aux améliorations souhaitées par les acteurs du marché. La concertation se poursuit en ce domaine avec comme principaux axes de travail : 'La réduction du prix de règlement des écarts négatifs par l'action sur divers leviers : laréduction du facteur K uti- lisé dans le calcul de ces prix ; l'ouverture accrue à la concurrence, en particulier via l'accès à de nouvelles interconnexions, et également via la contractualisation de la réserve rapide ; un calage affiné des plages de prix. c 'La possibilité offerte aux acteurs de se rééquilibrer plus rapidement : augmentation du nombre de guichets, réduction du délai de neutralisation. 'La possibilité offerte aux clients consommateurs de mieux valoriser leurs capacités d'effacement. Parallèlement à ces évolutions potentielles, RTE devra s'assurer en permanence de disposer d'un volume suffisant d'offres d'ajustement pour couvrir les déséquilibres du système. La continuelle croissance de la consommation électrique française pose bien évidemment la question de la taille du parc de production et des possibilités d'effacement. Comment cou- vrir les nouveaux besoins ? Quels signaux de prix peut-on attendre du mécanisme d'ajustement pour inciter les acteurs déjà présents ou de nouveaux entrants à investir dans des moyens de pointe ? Autant de questions sur lesquelles RTE se mobilise afin de garantir dans l'avenir un approvisionnement en électricité sûr et maîtrisé. Références [Il D.HOFFMANN,A.CAYOL,Y.HARMAND,J.fV !.TESSERON. "Mémento de la sûreté du système électrique " - Edition 2004 ISBN - n'2-912440-13-0. Sites web wwwrte-francecom, wwwcre,fr s a u e u r 5 Yves Harmand, ingénieur diplômé de l'École nationale supé- rieure des télécommunications de Paris 1975), est chef du Département relations clientèle à RTE, gestionnaire du réseau de transport de l'électricité français Catherine Nebas-Hamoudia, docteur en sciences économiques et mathématiques, est chef déléguée du Département relations clientèle à RTE. Bernard Larripa, ingénieur diplômé de t'Eco ! e supérieure d'électricité (1981, travaille au sein du Département relations clientèle de RTE. Bruno Neupont, ingénieur diplômé de l'École nationale supérieure d'électrotechnique, d'électronique, d'informatique et d'hydraulique de Toulouse (1996), travaille au sein du Département Relations Clientèle de RTE. REE W 6/7 Juin/juillet2005 > L'article invité > Le mécanisme d'ajustement < Encart 1. Organisation du marché de l'électricité en France PS 4pçl) RFL ::17U/7, 1-1 - T A% 1-n " c,- ",, f 1 f-' i A - 1, ",,,, - 1- - 1 -'e- clients fournisseurs dPl à ,- 1 1-1 1 1 :,ji-P i ,I'D i, i n -,, t i 0 -, d h a î e ,. ', c t'' ! f'! " S