Bilan sûreté 2016

Bilan sûreté 20162

Bilan sûreté 2016

Sommaire

En résumé

1. Les Evénements Significatifs SystèmePage 6

2. Situations d’exploitation rencontréesPage 7

3. Composantes matérielles de la sûretéPage 12

4. Outils, télécom et SIPage 13

5. Autres leviers pour l’exploitationPage 14

6. Evolutions et adaptations du réseauPage 15

7. Contribution à la sûreté des moyens humains et des organisationsPage 17

8. Évolution des référentiels et des règles de contractualisationPage 18

9. La sûreté au-delà de RTE en EuropePage 19

10. Audits sûretéPage 21

Conclusion et perspectives

Glossaires

3

Bilan sûreté 20164

Bilan sûreté 2016

RTE réalise chaque année le bilan sûreté de l’année écoulée. Le document présent fournit les principaux éléments relatifs à la sûreté de fonctionnement du système électrique pour l'année 2016 ainsi que les actions en cours pour préparer la sûreté de demain.

Dans un contexte de transition énergétique, les évolutions du réseau électrique européen interconnecté nécessitent pour RTE de s’adapter en permanence. Parmi ces évolutions, on peut citer : l’accroissement des EnR injectant sur les réseaux une production intermittente entraînant un besoin de flexibilité ; une diversification et une modification des comportements des acteurs du secteur énergétique…

Ces mutations bouleversent la structure et le fonctionnement du système électrique, en particulier la gestion de la tension et de la fréquence, mais également la répartition des flux, la stabilité du système électrique, le niveau des réserves requises pour assurer l'équilibre Offre-Demande, les études de réseau, les règles d’exploitation et de gestion des actifs, les outils, ainsi que les compétences des opérateurs.

En 2016, les résultats présentés témoignent d'un niveau de maîtrise satisfaisant de l'exploitation en sûreté par RTE, dans des conditions pourtant exigeantes : une gestion de l’équilibre Offre-Demande plus complexe, des échanges aux interconnexions indiquant une exploitation davantage aux limites et, fait le plus marquant, la gestion de la vague de froid dans un contexte d’arrêt de plusieurs tranches nucléaires.

L’anticipation des évolutions attendues du contexte conduit RTE à engager de nombreuses actions pour garantir un haut niveau de sûreté :

- le maintien d’un niveau d’investissements à hauteur de 1,5 milliard d’euros par an ;

- l’accroissement des capacités d’échange aux frontières avec nos pays voisins, gage d’une sécurité d’approvisionnement renforcée ;

- la mise en œuvre de nouveaux mécanismes (effacement, mécanisme de capacité, interruptibilité) ;

- la participation à des expérimentations ou des projets (AMELIE, Ampacité, iTesla, APOGEE…) destinés à anticiper les contraintes du futur système électrique et à se doter de nouveaux outils pour y faire face.

Enfin, le « Paquet d’hiver », présenté par la Commission européenne fin 2016, présente de nombreuses dispositions qui ont des conséquences sur la sûreté du système électrique et le rôle du gestionnaire de réseau de transport. RTE veillera à éclairer les enjeux politiques sous-jacents aux dispositions techniques proposées et à permettre l’adoption de dispositions proportionnées aux enjeux de la transition énergétique et du bon fonctionnement du système au bénéfice de l’ensemble de ses usagers.

En résumé

5

Bilan sûreté 2016

1Les Evénements Significatifs Système

RTE mesure chaque année la sûreté d’exploitation du sys-tème par la capitalisation des Evénements Significatifs Sys-tème (ESS) classés selon une échelle de gravité allant de 0 à F. Ces événements reflètent la survenue d’incidents dont les origines peuvent être multiples. La classification de RTE, plus différenciée, est compatible avec l’échelle de gravité ICS (Incident Classification Scale) à quatre niveaux d’ENTSO-E.

Le suivi des ESS sur plusieurs années permet de détec-ter les signaux faibles qui méritent une analyse détaillée et de mesurer, dans la durée, l’efficacité de l’ensemble des actions entreprises pour améliorer la sûreté d’exploitation.

Avec 35 incidents de niveau A et 2 incidents de niveau B, le bilan de l’année 2016 se situe dans l’épure des dernières années (voir graphique ci-dessus). A noter, en 2016, l’incident au poste électrique de Vigy ayant fait l’objet d’un ESS de niveau C, le dernier ESS de ni-veau C datant de 2009.

L’ESS C est relatif à un incident survenu lors d’une opé-ration de maintenance au poste 400 kV de Vigy. Le pres-tataire mandaté provoque avec son engin de manuten-tion la chute d’une barre hors tension sur une barre sous tension en contrebas, provoquant un défaut barres ayant pour conséquence la perte de 8 départs 400 kV, dont un groupe nucléaire qui s'est îloté normalement et une liaison d’interconnexion engendrant une surcharge sur le réseau sans pour autant entraîner d’impact sur la consommation.

L’analyse approfondie de cet évènement a mis en exergue la bonne résolution des conséquences par les opérateurs de l’Exploitation et de la Maintenance en temps réel et se traduit par l’absence de recommandation significative pour les aspects conduite du réseau (l’analyse facteur humain réalisée conduit à des recommandations pour l’entreprise intervenante).

Evolution des ESS de gravité ≥ A

Jeux de barres au poste de Villevaudé.

6

Bilan sûreté 2016

D’un point de vue météorologique, 2016 est encore une année chaude, avec une température moyenne sur la France dépassant de 0,5 °C la température normale.Toutefois, cette année ne présente pas de caractère exceptionnel, se classant au 10e rang derrière 2014 (+1,2 °C), 2011 (+1,1 °C) et 2015 (+1 °C).

Pour l’exploitation du système, on retiendra de façon très globale :• le passage de la tempête Suzana le 9 février sur une

partie du territoire (orages violents et vents à plus de 115 km/h) n’induisant cependant pas de coupure,

• une production hydraulique en hausse par rapport à 2015 en raison des importantes précipitations printanières, un ensoleillement favorable à la production photovoltaïque,

• une vague de chaleur estivale nécessitant une surveil-lance des évolutions prévisionnelles de la température des postes RTE afin de prévenir les effets sur les trans-formateurs de mesure à la suite des incidents de 2015, en complément de la campagne de remplacement anticipé,

• un nouveau maximum de production éolienne à 8 632 MW le 20 novembre, couvrant près de 18 % de la consomma-tion française avec, toutefois, une baisse de l’énergie éo-lienne produite en raison d’une fin d’année peu venteuse,

• un épisode de froid concomitant avec de nombreux ar-rêts de groupes nucléaires au cours du l’hiver 2016/2017 qui mobilise RTE pour anticiper au mieux l’équilibre entre l’offre et la demande, associant largement les GRT voisins et CORESO.

Une croissance continue des énergies renouvelables.En France métropolitaine, la capacité des installations de production d’électricité progresse de 1 699 MW (+1,3 %) par rapport à 2015 et atteint 130 GW en 2016. Cette aug-mentation est portée principalement par le développe-ment des énergies renouvelables (+2 188 MW) qui compense largement la réduction du parc thermique à combustible fossile (-488 MW) et du parc fioul qui diminue en raison de la fermeture des deux groupes d’Aramon (685 MW chacun).Vu sa part croissante dans le mix énergétique, la production EnR, même décentralisée, joue un rôle de plus en plus important dans la sûreté et la sta-bilité du système électrique (fréquence, tension, marge...). Elle nécessite des moyens de flexibilité croissants.

L’énergie totale d’électricité produite en France atteint 531,3 TWh, soit une diminution de près de 3 % par rap-port à 2015. La baisse de la production d’électricité en 2016 s’observe principalement au niveau des filières nucléaire et charbon.

Le développement des énergies renouvelables constitue une composante majeure de la transition énergétique. Pour RTE, le principal enjeu consiste à bien comprendre et pré-voir leur variabilité pour une bonne gestion de l'équilibre Offre-Demande, mais également pour anticiper leur impact sur l’exploitation du réseau en sûreté (transit, tension…). Les mécanismes de marché doivent s’adapter en perma-nence pour permettre de capter tous les gisements de flexibilité des différents acteurs et faire face à ces incer-titudes sur les EnR.

Des capacités d’échanges records pour améliorer la sûreté du système, malgré des échanges particuliè-rement bas en 2016.

Le solde des échanges français est exportateur et s’éta-blit à 39,1 TWh. Il se décompose d’un volume d’export de 71,7 TWh et de 32,6 TWh d’import. C’est le solde le plus bas depuis 2010. Le solde des échanges français est même très légèrement importateur en moyenne sur un mois en décembre, ce qui n’était pas arrivé depuis février 2012. Il a atteint toutefois un nouveau record à l’export le dimanche 31 janvier 2016 de 17h à 18h à 15,9 GW.

Un niveau aussi important d’export est rendu possible par la ligne HVDC France-Espagne mise en service fin 2015, par le couplage de marchés selon la méthode « Flow Based » sur la zone CWE et par des prix de marché compétitifs.

2Situations d’exploitation rencontrées

Grande-BretagneExport : 12,7 TWhImport : 2,7 TWh

CWEExport : 10,6 TWhImport : 15,9 TWh

SuisseExport : 17,4 TWhImport : 7,3 TWh

ItalieExport : 17,7 TWhImport : 1,2 TWh

EspagneExport : 13,3 TWhImport : 5,5 TWh

FranceExport : 71,7 TWhImport : 32,6 TWh

Solde : 39,1 TWh

Bilan des échanges contractuels en 2016

7

Bilan sûreté 2016

La consommation d’électricité a atteint un pic le lundi 18 janvier 2016 à 19h avec une puissance de 88,6 GW. Cette pointe est relativement basse en raison de la douceur du début d’année. La sensibilité de la consommation à la température présente actuellement un gradient hiver estimé à 2 400 MW par °C. Les derniers hivers relativement doux ont tendance à mas-quer la variabilité des niveaux de consommation tant en énergie annuelle qu’en puissance de pointe. Cependant, même si la tendance de fond va probablement vers un ré-chauffement moyen, le système électrique doit se préparer à la survenue d’une vague de froid, dont la fréquence et la profondeur sont difficiles à prévoir, raison pour laquelle des exercices de crise « grand froid » sont réalisés périodique-ment pour permettent aux opérateurs de s’y préparer.En été, le minimum de consommation, observé le dimanche 7 août 2016, a atteint 30,6 GW.La consommation brute s’établit à près de 483 TWh en 2016, soit 1,5 % de plus qu’en 2015, en raison d’une tem-pérature moyenne plus basse.La grande variabilité de la consommation illustre le besoin pour le système électrique de s’adapter à des conditions climatiques très incertaines, notamment à la survenue d’une vague de froid.

Une gestion de l’équilibre Offre-Demande d’électrici-té sous surveillance.En 2016, on observe 22 déficits de marge à la hausse et 4 à la baisse. Par ailleurs, on dénombre des écarts entre les prévisions et les réalisations de consommation plus nom-breux qu’en 2015. Le nombre d’envois d’ordres d’alerte est également en augmentation, ce qui s’explique principale-ment par les mouvements sociaux chez les producteurs.

Les insuffisances de marge à échéance peuvent, en fonc-tion de leur durée et du moment de la journée, présenter un risque pour la sûreté. Il convient donc de maintenir les actions entreprises par RTE auprès des différents acteurs pour renforcer les exigences contractuelles et en-gager des opérations de surveillance et de contrôle afin de s’assurer de la déclaration effective des contraintes techniques des groupes par les producteurs et de la dispo-nibilité réelle des offreurs sur le Mécanisme d’Ajustement (MA).

Le temps de coupure équivalent (TCE), hors événements exceptionnels, s’établit à 2mn 54s. Ce résultat, bien que supérieur à la cible de 2mn 24s fixée par la CRE en ma-tière de régulation incitative, confirme les actions mises en place par RTE pour améliorer la qualité d’électricité four-

nie à ses clients. En particulier, le renouvellement accéléré des transformateurs de mesure et les dispositions d’exploi-tation en cas d’alerte température ont permis de limiter l’impact de ces avaries à 16s en 2016 (contre 5min 44s en 2015), soit quasiment le niveau d’avant 2011 qui marquait le début des périodes d’avaries des CM et TCT lors d’épi-sodes caniculaires. A noter que les coupures consécutives aux mouvements sociaux de 2016 ont contribué au TCE pour 32s.

Par ailleurs, le TCE avec événements exceptionnels est por-té à 3min 15s par deux événements classés exceptionnels qui ont eu un impact de 21s. Ils concernent des mises hors tension d’ouvrages lors des incendies près de Fos-sur-Mer et de Vitrolles dans les Bouches-du-Rhône, à la demande des autorités locales, ainsi qu’un acte de malveillance constaté au poste 63 kV de Salaise, dans l’Isère, condui-sant à la coupure de plusieurs clients.

La qualité du réglage fréquence-puissance du sys-tème s’améliore en 2016 sur la zone française et contribue à la maîtrise des écarts de fréquence en Europe.La tenue de la fréquence du système interconnecté eu-ropéen confirme, dans la tendance amorcée en 2013, une décroissance du nombre total d’écarts supérieurs à 100 mHz.

Si les écarts de fréquence à la baisse (stables en 2016) sont considérés à ce jour comme les plus critiques pour le système européen, depuis début 2016, RTE a mis en place l’instrumentation et le suivi de l’indicateur en fréquence haute. Ces situations sont désormais suivies du fait de leur criticité potentielle lors des creux de consommation et, plus particulièrement, la nuit lorsque les marges à la baisse sont contraintes. Elles permettent également de surveil-ler le risque d’un déclenchement photovoltaïque massif à 50,2 Hz en journée.

Le mécanisme IGCC (International Grid Control Coopera-tion), opérationnel depuis début 2016, permet d’économi-ser l’appel à la réserve secondaire sollicitée en France, et contribue à l’amélioration de la maîtrise de la fréquence en Europe.

2.1 Équilibre Offre-Demande court terme et fréquence

8

Bilan sûreté 2016

Observation d’un phénomène d’oscillations de fré-quence interzones.Le 1er décembre 2016, l’ouverture intempestive d’un disjoncteur 400 kV dans le sud-ouest de la France a ini-tié un phénomène d’oscillations de fréquence à l’échelle du réseau européen. Lors de cet évènement, les arbres roto-riques des groupes de production ibériques et turcs sont rentrés en oscillation en opposition de phase par rapport aux groupes de l’Europe centrale. Ce phénomène a duré plusieurs minutes jusqu’à ce que le gestionnaire de réseau espagnol REE réduise les échanges entre l’Espagne et la France pour des raisons qui lui sont propres. Cette action a mené à la résorption du phéno-mène oscillatoire.Des études approfondies ont été lancées par les spécia-listes du domaine à RTE, mais aussi côté REE et à l’ENT-SOE. L’enjeu est majeur pour la sûreté du système, et il s’agit de déterminer si ce phénomène était la manifestation d’une réalité structurelle ou simplement une conjonction malencontreuse de différents facteurs et de déterminer dans quelle mesure le mode de pilotage de la ligne à cou-rant continu « Baixas-Santa Llogaia » a joué un rôle.

Les derniers hivers n’ont pas entraîné de difficulté sur la maîtrise des tensions basses. Les Automates de Défense Ouest et Nord (ADO et ADN), du plan de défense contre les écroulements de tension, n’ont été armés qu’une fois en 2016, mais les seuils de tension d’activation d’ADO ou d’ADN n’ont pas été atteints. Aucun ordre de sauve-garde pour tensions basses (-5 % Un, blocage régleur) n’a été émis durant l’année.

En 2016, le nombre de dépassements des seuils supé-rieurs des plages normales de tension ainsi que la durée cumulée de ces dépassements ont été plus que divisés

Un nouveau projet « aFRR Assistance » a été lancé en mars 2017 afin de travailler sur un partage de la réserve secon-daire en cas de situation exceptionnelle. Ce mécanisme permettrait ainsi à un GRT de solliciter la réserve secon-daire de son voisin sous des conditions fixes et partagées.

Du délestage envisagé cet hiver lors de la vague de froid.Après les annonces sur la baisse de disponibilité des groupes nucléaires, les études saisonnières réalisées et publiées en fin d’année par RTE, dans le cadre de sa mission de ser-vice public, ont souligné des risques d’exploitation sur le système en cas de vague de froid. Des actions ont donc été entreprises afin de préparer RTE à une éventuelle crise EOD et à prévenir les acteurs du système électrique et le grand public sur les moyens exceptionnels et graduels pou-vant être mis en place pour assurer la sûreté du système.

Un processus d’alerte a été construit en coopération étroite avec les pouvoirs publics et les GRD dans le cadre de la préparation de la gestion d’une éventuelle crise. Par ail-leurs, un important travail a été réalisé sur les règles de fonctionnement des marchés (mise en place du mécanisme de capacité, révision de certaines dispositions relatives à l’effacement) pour assurer la mobilisation de tous les ac-teurs du système électrique et rappeler les responsabilités incombant à chaque partie prenante.Ce travail s’est traduit concrètement début 2017 avec une forte mobilisation des acteurs. L’équilibre entre la consom-mation et la production a ainsi pu être assuré grâce à la participation de tous les moyens de production disponibles en France (en particulier les énergies renouvelables), aux importations, à l’effacement et aux écogestes.

La coopération avec CORESO a démontré une nouvelle fois son efficacité pour préparer l’exploitation du système en temps réel. Par ailleurs, dans le cadre de cette situation exceptionnelle, des mesures de coopération exceptionnelle ont été mises en œuvre avec les GRT voisins de RTE pour permettre de maximiser les échanges (ce qui a pu conduire à déroger au respect de certaines règles d’exploitation dans un objectif de maintenir l’alimentation électrique).

A titre d’exemple, des travaux programmés ont pu être re-portés par certains GRT et RTE a mis en place des mesures exceptionnelles et temporaires pour permettre d’accroître les capacités d’échanges en dérogeant à des dispositions normales d’exploitation, en particulier relatives à la qualité de service.

2.2 Gestion de la tension

9

Bilan sûreté 2016

par 2, mais restent encore trop importants. Une trentaine de postes 400 kV sont toujours concernés par des dé-passements de plages de tension. Pour le réseau 225 kV, 574 postes présentent des dépassements des seuils su-périeurs des plages normales de tension, avec une très grande disparité selon les régions. D’un point de vue sû-reté, les tensions hautes sont moins dangereuses que les tensions basses (risque d’écroulement du réseau), mais peuvent impacter la durée de vie des matériels ainsi que les plages contractuelles de tension pour les clients.

Malgré un nombre équivalent de postes sujets à des dépassements par rapport à 2015, la diminution du nombre de dépassements et de la durée cumulée de ces dépassements traduit une meilleure gestion par RTE de ces phénomènes.

Des expérimentations, en collaboration avec ENEDIS, ont été lancées pour évaluer l’intérêt d’utiliser les capacités en puissance réactive des installations de production raccor-dées en HTA, et plus particulièrement des installations éo-liennes, pour résoudre des dépassements de tension sur le RPT : une dans la région Picardie pendant le mois d’août 2016, et deux autres initiées fin 2016 (Vendée et Hauts-de-France), mais qui devraient se réaliser à l’été 2017.

Pour maîtriser la tension électrique sur les nœuds de son réseau, RTE a installé, au cours des douze dernières an-nées, d’importants moyens de compensation. L’année 2016 a vu le raccordement de 700 Mvar de condensateurs (ten-sions basses dans les zones d’action des dispatchings de Paris, Toulouse, Marseille et Nancy) et près de 500 Mvar de selfs (tensions hautes dans les régions de Marseille, Nantes, Nancy et Lille).

De nouveaux investissements en moyens de compensa-tion type selfs sont prévus pour les années à venir, mais l’installation de condensateurs au-delà de 2017 n’est plus justifiée.

La gestion des flux sur le réseau français a été globale-ment bien maîtrisée en 2016, ceci à la faveur de facteurs conjoncturels, mais aussi structurels et organisationnels avec, notamment, une efficacité de gestion renforcée à la maille régionale via CORESO permettant la mise en œuvre d’actions coordonnées efficaces entre GRT comme lors de la vague de froid rencontrée cet hiver.

Sur le réseau 400 kV et les liaisons d’interconnexion, six démarrages de surcharges 20 minutes ont été observés en 2016. Si cette occurrence reste faible et donc peu propice aux interprétations statistiques, il semble néanmoins que ces événements soient, pour une partie d’entre eux, les manifestations visibles d’une tendance de fond, celle d’ex-ploiter aux limites dans le cadre d’une maximisation des capacités d’échange. Cette situation illustre égale-ment l’intérêt d’un calcul qui s’effectue au plus près des échéances d’allocation des capacités avec des hypothèses qui bougent de plus en plus, entre le J-1 et le temps réel ainsi qu’en infrajournalier.

L’interconnexion HVDC France-Espagne, mise en service en octobre 2015, a permis des échanges commerciaux entre la France et l’Espagne allant jusqu’à 3 500 MW en export et 2 983 MW en import en novembre 2016. Les capacités disponibles en moyenne sur l’année 2016 sont de 2 425 MW en export et 1 950 MW en import, soit plus du double de celles disponibles l’année précédant la mise en service de cette nouvelle ligne.La France n’a jamais autant à la fois exporté et im-porté d’énergie sur la frontière espagnole qu’en 2016.La France exporte beaucoup plus souvent vers l’Espagne (72 % du temps) qu’elle n’importe. Le solde de ces échanges atteint un nouveau record d’ex-port vers la péninsule ibérique : 7,8 TWh contre 7,3 TWh en 2015.Cet hiver, durant la vague de froid, à la pointe du soir de la semaine du 16 au 20 janvier 2017, l’Espagne a été le pays le plus exportateur vers la France (avec 1 352 MW en moyenne) derrière la Belgique (1 015 MW) et l’Allemagne (772 MW).Le couplage des marchés avec la méthode « Flow Based » sur la zone CWE permet d’exploiter les in-terconnexions au plus près des limites, tout en pré-servant les marges de sûreté nécessaires. Les taux de convergence entre le prix français et ceux des pays voisins sont en hausse sur toutes les frontières couplées.En 2016, la convergence des prix dans la région CWE progresse pour atteindre 35 % contre 19 % en 2015. Les spreads moyens entre le prix français et les prix italien

2.3 Interconnexions et flux internationaux

Projets de selfs (en Mvar hors raccordement de l’éolien en mer)par année de mise en service et par centre

2016 2017 2018 2019 20200

2500

2000

1500

1000

500

2021

TOULOUSE

PARIS

NANTES

NANCY

MARSEILLE

LYON

LILLE

10

Bilan sûreté 2016

et espagnol se réduisent en partie grâce à l’augmentation des capacités d’échanges sur ces frontières. Des situations de convergence remarquables sont régulièrement enregis-trées, comme par exemple le 19 janvier 2016 entre 13h et 14h : les prix sont alors identiques du Portugal à la Fin-lande.D’un point de vue sûreté, une convergence de prix entre deux pays indique également qu’il n’y a pas de congestion prévisonnelle sur leurs frontières.

RTE met en place, en concertation avec les acteurs de marché et en cohérence avec les principes fixés par les codes de réseau européens, les mécanismes qui favorise-ront l’ouverture du marché français de l’électricité et son intégration en Europe. Ainsi, plusieurs bourses seront en concurrence en France, au plus tôt à la mi-2017, ce qui renforcera la liquidité du marché français.

Le nombre de courts-circuits (7 912) affectant les ouvrages de transport est en baisse pour la seconde année consécutive (8 352 en 2015 et 9 818 en 2014). Cette baisse s'explique par un taux de foudroiement plus faible.A l’échelle nationale, les causes principales des courts-cir-cuits sont naturellement d’origine atmosphérique avec 29,7 % pour les orages et 5 % pour le vent, les tempêtes, les inondations. La neige collante est à l’origine de 0,9 % des courts-circuits cette année et les avaries matérielles comptent pour 2,2 % des causes avérées.

On peut souligner en 2016 des résultats encourageants (0,6 % des courts-circuits) pour ce qui concerne les cas

d’amorçage avec la végétation, témoignant de la perti-nence des actions engagées dans la durée et des moyens alloués.

Avec 3,7 % du total, la part de défauts permanents est en légère baisse par rapport à 2015, et on note une amélio-ration de la situation avec 4 défauts doubles 400 kV dont 1 seul avec déclenchement définitif.

En 2016, l’expérimentation de l’outil AMELIE (Alerte Météorologiques Lignes Aériennes) a été mise en place pour prévenir RTE en cas d’événement climatique sus-ceptible d’entraîner des courts-circuits sur le réseau. Ces alertes permettent d’anticiper la mise en place de moyens techniques et humains pour faire face à ces incidents et contribuent au rétablissement rapide d’un fonctionnement nominal du réseau.

En 2016, le service LAD (Localisation Automatique de Défaut) a commencé à être déployé pour permettre une remise sous tension plus rapide des ouvrages sains en pé-riode d’orages. La fin du déploiement est attendue en 2020.

2.4 Courts-circuits affectant les ouvrages de transport

11

Bilan sûreté 2016

Producteurs et RTE échangent deux fois par an sur le programme pluriannuel de résorption des limitations de capacité réactive des groupes nucléaires, tant en fourni-ture qu’en absorption. Ces limitations peuvent être pé-nalisantes pour la gestion des tensions basses (risque d’écroulement) ou hautes (risques pour les matériels). 2016 a vu les écarts s’accroître par rapport à 2015 et les délais de résorption pourraient s’avérer contraignants suivant les besoins de réglage nécessaires d’ici l’hiver 2018/2019 dans le nord de la France.

Un Réglage Secondaire de Tension (RST) indivi-dualisé par groupe pour un pilotage plus fin de la tension.Cette possibilité d’individualiser le niveau a été introduite en 2016 dans le RST et permet de piloter plus finement la tension sans impact sur l’interface avec le groupe de production. Les années 2015 et 2016 ont vu apparaître les premières installations EnR abonnées au RST grâce à la mise en place d’une commande spécifique. Ceci concerne l’instal-lation éolienne de Justice (74 MW en 225 kV sur Nantes) et l’installation photovoltaïque de Constantin (230 MW en 225 kV sur Toulouse), certifiée en 2016.Cette évolution sera étendue aux groupes hydrauliques en 2017.

92 % des essais d’îlotage des groupes nucléaires conformes aux objectifs.La réussite de l’îlotage des groupes nucléaires en cas d’incident généralisé est importante pour la sûreté nu-cléaire et primordiale pour permettre de reconstituer le réseau et réalimenter les clients. En 2016, 14 essais d'îlotage depuis la pleine puissance, dont 2 fortuits, ont été réalisés pour les groupes nucléaires : 13 îlotages ont été réussis, soit un taux de succès de 92,3 % (77 % en 2015), et un taux de 85 % sur 4 années glissantes, pour un objectif plancher pluriannuel de 60 %.

Sur le réseau 400 kV, 383 courts-circuits ont été éliminés en 2016 (385 en 2015), dont 340 monophasés. Le taux de réponse conforme à sollicitation des protections et

automates sur défaut électrique en 400 kV est en ac-cord avec les règles en affichant un taux de conformité de 96 % en 400 kV. Par ailleurs, les bons résultats sur le réseau « 225 kV HDP (Haute Densité de Production et proche) » témoignent d’un déploiement efficace du plan de protection spécifique à ces réseaux, à la suite d’un audit sûreté réalisé en 2011.

Les protections différentielles de barres en 400 kV, qui jouent un rôle majeur pour l'élimination rapide et sélec-tive des défauts barres, très rares mais à risque élevé pour la sûreté, ont été à l’origine de 9 ESS (10 en 2015). Leur taux de disponibilité de 99,5 % reste stable.

Les DRS (protections de Débouclage à Rupture de Syn-chronisme) font partie du Plan de Défense et jouent un rôle essentiel pour isoler, en cas de grand incident, les zones du réseau qui ont perdu le synchronisme des zones encore saines, et éviter ainsi sa propagation. Très rare-ment sollicitées, elles doivent néanmoins répondre de fa-çon fiable en cas de besoin. En 2016, il n’y pas eu d’ano-malie de fonctionnement et le plan DRS a fait l’objet d’un audit sûreté indiquant que le dispositif est globalement bien maîtrisé.

Le projet Ampacité a pour objectif d'expérimenter une exploitation plus souple, en établissant en temps réel les capacités de transit des liaisons, en fonction des condi-tions externes mesurées (température, vent perpendi-culaire, ensoleillement) pour dégager des marges sup-plémentaires et optimiser les parades disponibles. Ces dispositions, qui permettent d’optimiser l’utilisation des ouvrages au mieux de leurs caractéristiques physiques, contribuent à faciliter l’intégration de production éolienne et à améliorer la qualité de fourniture aux clients, en dimi-nuant le nombre de contraintes d’exploitation et le risque de coupure associé. Dans ce cadre, la liaison 400 kV Tavel Réaltor a été équi-pée de capteurs en début d’année 2017 et trois autres liaisons 63 kV et 90 kV devraient en être équipées cette année dans les régions de Lille, Nantes et Nancy. Ces équipements permettront de valider les hypothèses de valorisation et de tester sa mise en œuvre. La mise à disposition de « l'Ampacité » en dehors d'un cadre expérimental est visée pour 2018.

3Composantes matérielles de la sûreté

3.1 Groupes de production

3.2 Équipements réseau

12

Bilan sûreté 2016

En 2016, deux indisponibilités fortuites avec arrêt de l’émission du niveau RSFP pendant respectivement 3 et 1 minutes ont affecté le Système National de Conduite (SNC). L’année 2017 sera principalement consacrée aux développements de la version permettant de répondre aux exigences du projet « aFRR Assistance », qui a pour objectif de mettre en œuvre une fonction d’assistance interGRT de réserves secondaires.

En 2016, 5 ESS 0 ont été recensés (pour 11 ESS 0 et 3 ESS A en 2015) sur les systèmes régionaux de conduite (SRC). L’ensemble des événements fortuits a provoqué en 2016 une perte d’observabilité cumulée de 1h02, en forte baisse par rapport aux années précédentes (16h15 en 2015).

Au cours de l’année 2016, le support inter-dispatching (SIDRE), opérationnel depuis juin 2015 sur les trois bulles interrégionales, n’a été activé qu’une fois pour répondre à un besoin réel. L’année a été mise à profit pour tester les deux modes d’utilisation (le mode court avec reprise de l’activité pendant quelques heures et le mode long avec une reprise de l’activité pendant plusieurs jours) avec 42 activations courtes et une activation longue.

Pour faire face au vieillissement des outils de conduite ac-tuels et offrir aux opérateurs un outil de conduite unique autour d’un SCADA du marché, RTE a engagé le projet STANWAY. La première mise en service du nouvel ou-til est prévue en 2019/2020 pour le CNES, puis pour les Centres Exploitation. Par Centre Exploitation, le nombre mensuel moyen de télécommandes émises est de l’ordre de 8 600, avec une amplitude variant suivant les Centres. Les moyennes an-nuelles de l’indisponibilité des télémesures et des télé-signalisations pour les 7 dispatchings régionaux s’amé-liorent pour s’établir respectivement à 1,33 % (1,42 % en 2015) et 0,17 % (1,14 % en 2015).

Le Système d’Alerte et Sauvegarde (SAS) est un outil indispensable pour la maîtrise des situations à risques (ordres d'alerte) ou dégradées (ordres de sauvegarde), dont la disponibilité et la fiabilité doivent être excellentes.Au cours de l’année 2016, 38 ESS 0 et 1 ESS A ont été

enregistrés. Ce nombre important d’ESS s’explique prin-cipalement par le « non-acquittement » de messages par les producteurs et distributeurs lors des essais pé-riodiques réalisés par RTE. Un rappel a été réalisé pour permettre une réaction conforme aux attendus en situa-tion à risque ou dégradée nécessitant l’utilisation du SAS.

La plateforme d'études Convergence est l'outil de réfé-rence pour effectuer les études électrotechniques de la préparation à la conduite au temps réel, tant à RTE qu’à CORESO. La disponibilité globale des serveurs Conver-gence a été excellente puisqu’elle s’élève à 100,00 % vu des activités du temps réel au J+2.

Le système IPES est utilisé pour les études court terme et en conduite en temps réel ; il fournit les estimations du réalisé de la production éolienne et photovoltaïque ainsi que la prévision de ces productions, à l’échelle locale, ré-gionale ou nationale, sur une période ajustable pouvant aller de J-4 à J+2, à une maille choisie par l’utilisateur. Fin 2016, la puissance totale des EnR observable, soit di-rectement par la téléconduite du producteur, soit via des moyens mis en œuvre à la suite des accords conclus avec les partenaires (associations de producteurs, GRD…), est de 17,7 GW pour 18,4 GW installés. Pour faire face à la volumétrie croissante des données EnR, RTE a poursuivi en 2016 une réflexion sur la pérennisation de l’outil IPES dont les résultats sont attendus pour la fin 2017.

L’application Carte des tensions a été déclarée opé-rationnelle à la suite de sa phase de prototypage. Elle donne la possibilité de suivre visuellement le plan de ten-sion à une maille nationale ou locale, et permet d’alarmer sur les dépassements de tension.Dans la continuité, le projet LUCA a démarré en 2016. Il est destiné à réaliser des analyses automatiques de sûre-té du réseau sur les situations prévisionnelles.

4Outils, télécom et SI

4.1 Outils

13

Bilan sûreté 2016

La sûreté d’exploitation du système électrique est étroi-tement liée au bon fonctionnement des réseaux de télé-communication de sécurité d’une part, et au SI d’autre part, ainsi qu'à sa capacité à faire face aux cyber-me-naces.

Le Réseau Optique de SEcurité ROSE, infrastructure dont RTE est propriétaire et exploitant, totalise environ 20 000 km de câbles optiques et fournit les services de télécommunications contribuant à la sûreté du sys-tème : téléconduite de « niveau haut » (observabilité, manœuvrabilité, réglages), échanges d'informations entre protections contre les défauts électriques, télépho-nie de sécurité.

L’année 2016 a été marquée par deux ESS rencontrés sur l’infrastructure optique utilisée par ROSE, de gravité B sur la zone de Toulouse, et de gravité 0 sur la zone de Nancy, à la suite de coupures d’une ou plusieurs fibres optiques.

L’exploitation du Système de Téléphonie de Sécurité (STS) sur l’année 2016 a fait l’objet d’un ESS A (dysfonc-tionnement d’une bascule automatique rétablie manuel-lement) et de neuf ESS 0. Les actions identifiées pour l’année 2017 concernent essentiellement la mise en place de tests de l’architecture STS2 (mise en place d’un exer-

cice de Plan de reprise d'Activité (PRA), fonctionnement de la redondance).

La sécurité du SI de RTE est un élément central de la sûreté d’exploitation du système électrique, notamment pour ce qui concerne le contrôle-commande, les activités de téléconduite, mais également les échanges d’informa-tions avec les clients, acteurs de marché et partenaires.

Le Centre Opérationnel de Sécurité de RTE (COrS’R) a dé-joué plusieurs situations d’alertes informatiques en 2016 (par mois, environ 4 300 attaques, 1 000 spams évités et 200 virus éradiqués sur le SI de RTE).

RTE a participé à l’exercice PIRANET 2016 organisé par les pouvoirs publics. Il a permis de mettre en situation les compétences SI internes de RTE en matière de sécurité et de tisser des liens avec les services de l’Etat.

4.2 Télécommunications et sécurité du SI

Vers une collaboration renforcée entre RPT et RPD.Avec un réseau à la fois plus contraint et plus difficile à pi-loter du fait du développement de la production décentrali-sée et des projets smartgrids, les échanges d’informations RPT/RPD et la bonne compréhension réciproque des diffi-cultés rencontrées deviennent indispensables pour maîtri-ser l’exploitation future des deux réseaux et des relations aux interfaces. En 2016, des travaux ont été engagés entre RTE et plu-sieurs GRD. Ils couvrent les champs de la gestion des au-tomates, des échanges de données d’exploitation et de la gestion de la tension à l’interface RPT/RPD. Ils font l’objet de trois feuilles de route communes définis-sant clairement les objectifs et échéances et seront élargis aux autres GRD français.

Dispositifs de modération et d’effacement de la consommation.L’effacement est une source de flexibilité qui consiste pour un consommateur à renoncer ou reporter tout ou partie de sa consommation, en réaction à un signal. Les effacements peuvent être utilisés par les acteurs de marché pour opti-miser leur propre portefeuille ou pour vendre de l’énergie directement à d’autres acteurs ou à RTE.

Les effacements sont désormais des sources de puis-sance et de flexibilité pour la gestion de l'équilibre Offre-Demande et de la fréquence au même titre que la production. Ils représentent en exploitation un levier supplémentaire pour assurer la sûreté.

5Autres leviers pour l’exploitation

14

Bilan sûreté 2016

En 2016, 1 875 MW de capacités d’effacement ont été certi-fiés sur le mécanisme de capacité pour l’année 2017.Par ailleurs, depuis le 1er novembre 2014, le signal Tempo est géré par RTE et relayé via éCO2mix afin de permettre à tous les fournisseurs de proposer des offres de fourniture d’électricité à effacements.

Pour la troisième année, le dispositif « NEBEF », ou No-tification d’Echange de Blocs d’Effacement, permet aux acteurs de valoriser des effacements directement sur le marché. Fin 2016, 24 acteurs (soit 6 de plus qu’en 2015) avaient contractualisé avec RTE pour participer à ce méca-nisme. Le volume d’effacement sur le mécanisme NEBEF, même s’il reste encore modeste au regard du potentiel annoncé par certains acteurs, est en forte croissance et atteint 11 GWh en 2016. Depuis décembre 2016, RTE a officialisé l’usage de son application pédagogique éCO2mix comme un nouveau vecteur d’alerte dans son dispositif de communication de crise. Ainsi, lors de la mobilisation de moyens exception-nels durant les périodes de tension du système électrique, l’application éCO2mix permet de notifier des messages d’alerte nationale et/ou régionale invitant les consomma-teurs à réduire leur consommation par des gestes citoyens.

La démarche éco-citoyenne EcoWatt, mise en place en Bretagne et en région Provence-Alpes-Côte d’Azur pour ré-pondre à une situation de fragilité électrique, a également pour objectif d’inciter les habitants à modérer leur consom-mation d’électricité, en particulier en hiver, aux heures de pointe. EcoWatt totalise 58 200 EcoW’acteurs en Bretagne et 32 000 en Provence-Alpes-Côte d’Azur où le dispositif alerte dorénavant sur les plus fortes pointes de consommation électrique à l’échelle régionale.

Le Mécanisme de capacité est destiné à assurer la sé-curité d’approvisionnement à long terme de la France, pendant les pointes de consommation d’électricité. En rémunérant la disponibilité des moyens de production et d’effacement, le mécanisme de capacité incite les ac-teurs du système électrique à maintenir et développer, au meilleur coût, les moyens d’effacement et de produc-tion nécessaires pour assurer la sécurité d’approvisionne-ment. Au 31 décembre 2016, une capacité totale de 92 148 MW a été certifiée par RTE, dépassant ainsi de près de 2 GW les critères de sécurité d’approvi-sionnement.

En 2016, le montant total des investissements de RTE au périmètre régulé par la CRE s’est élevé à 1 519 M€. Les principaux investissements ont porté sur la mise en service de l’axe 400 kV entre Charleville et Reims, la poursuite des travaux de construction côté fran-çais de l’interconnexion à courant continu entre la France et l’Italie passant par la galerie de sécurité du tunnel du Fréjus, la restructuration du réseau 225 kV de la Haute Durance, le projet 2 Loires de reconstruction de l’axe 225 kV reliant la région Auvergne, la vallée du Rhône et le Massif Central, ainsi que le filet de sécurité Bretagne.

De l’ordre de 60 % des investissements ont été réalisés sur des ouvrages existants.

Les évolutions et adaptations à venir du ré-seau s’appuient sur une démarche prospective qui se concrétise par les travaux suivants :Le bilan prévisionnel 2016 de l’équilibre offre- demande d’électricité en France représente le premier maillon de la chaîne sûreté puisqu’il est le point de dé-part de la construction d’un ensemble de scénarios po-tentiels de l’équilibre Offre-Demande qui seront ensuite

6Evolutions et adaptations du réseau

15

Bilan sûreté 2016

éclatés en « hypothèses réseau » pour alimenter toutes les études nationales et régionales de développement de réseau jusqu’à l’horizon 2030. Il fait apparaître pour la première fois une baisse de la consommation an-nuelle d’électricité en France de 8 TWh d’ici 2021, liée principalement aux mesures d’efficacité énergétique. Le niveau de sécurité d’approvisionnement électrique sur la période 2016-2021 sera influencé par les conditions de mise en œuvre du mécanisme de capacité français, lui-même influencé par le débat sur le prix de la tonne de CO2 émise.

RTE publie la nouvelle édition de son Schéma décennal de dévelop-pement du réseau de transport d’électricité à l’issue de la consul-tation publique termi-née en janvier 2017. Ce schéma décennal, en rupture avec les précédentes éditions, répertorie les adap-tations nécessaires dans les trois ans et les principales in-frastructures à en-

visager dans les dix ans à venir. Les actions retenues sont déclinées dans

le projet « Impulsion & Vision ». Dans ce projet d’en-

treprise, les enjeux de « révolution numérique » et de « rupture technologique » se concrétisent par le déploie-ment de cinq postes «Nouvelle Génération» d’ici 2020, le déploiement du contrôle numérique dans tous les postes RTE d’ici 2030 et l’équipement par une solution de mo-nitoring de 50 % du réseau d’ici 2030 pour ajuster les capacités maximales du réseau en fonction des condi-tions météorologiques ou par l’intermédiaire de multiples mesures des équipements.

En cohérence et dans le prolongement du TYNDP et du bilan prévisionnel, plus de 400 projets sont évoqués dans ce schéma, une grande part répondant aux défis de la transition énergétique. Ils permettent l’accueil du nou-veau mix de production, en France ou à l’étranger, ac-compagnent l’évolution localisée de la consommation et assurent la solidarité électrique entre les territoires.

Outre les échanges inter-régionaux, RTE développe éga-lement les interconnexions de la France avec ses parte-naires européens. Toutes frontières confondues, jusqu'à 10 GW d’accroissement des capacités d’interconnexion sont à l’étude ou en projet pour une mise en service dans la décennie.

16

Bilan sûreté 2016

Une démarche Facteurs Humains Organisationnel de la Sécurité à RTE (FHOS)RTE a lancé fin 2015 un ambitieux programme d’évolution de culture de la sécurité au sein de l’entreprise avec l’aide de l’ICSI (Institut pour une Culture de Sécurité Indus-trielle). Un diagnostic a été mené auprès de 1 500 sala-riés provenant de huit entités pilotes couvrant, en parti-culier, les métiers de l’exploitation, de la maintenance et du développement. Ce diagnostic met en évidence un degré d’implication éle-vé, partagé par tous les acteurs. Pour autant, il pointe également, pour certains métiers, sur une possibilité d’approche plus systémique des gestes concourant à la sûreté.La démarche d’amélioration repose sur le fait que la mise en place d’un programme d’évolution de la culture sécuri-té au sein de l’entreprise va bénéficier, in fine, aux résul-tats sur la sûreté de fonctionnement du système en plus des bénéfices attendus en termes de production, qualité, et de santé-sécurité au travail.

Une Amélioration de la Performance par le Geste Professionnel (APGP).Un séminaire inter-métiers au sujet des Facteurs Hu-mains a été organisé en mars 2016 avec, pour objectif, de partager sur les avancées de la démarche Facteurs Humains à RTE. Ce séminaire a été l’occasion de pré-senter les premiers résultats issus du diagnostic réalisé par l’ICSI ainsi que les gains apportés par la démarche APGP (Amélioration de la Performance par le Geste Pro-fessionnel), démarche qui consiste en la capitalisation et le partage des écarts de type FH, qu’ils soient ou non générateurs de conséquences sur la sécurité industrielle au sens large, dans le but d’améliorer collectivement la performance. En 2016, 634 « évènements APGP » ont été déclarés dans le domaine de l’exploitation et ont permis d’analyser les signaux faibles dans ce domaine.

Une formation et un maintien des compétences qui s’adapte en permanence.Outre les formations annuelles de maintien en compé-tences des chargés de conduite, incluant les journées de simulations pour les situations exceptionnelles, de nom-breux projets et évolutions de doctrines ont nécessité des formations spécifiques dans les métiers de l’exploitation.Les cursus de formation centralisée font régulièrement

l'objet d'adaptations afin de les maintenir en ligne avec les évolutions du réseau, les évolutions nombreuses et rapides des méthodes et outils utilisés pour les études ou la conduite du réseau, ainsi que pour la préparation et l’exécution des interventions sur les ouvrages du RPT. En 2016, deux stages de gestion de crise, à destination des astreintes techniques et des permanences de direction, ont notamment été créés pour étoffer l’offre de formation sur cette activité. A noter, également, en 2016, la réa-lisation d’une première expérimentation de formation à distance inter-centres dans un contexte où les techniques d’enseignement à distance prennent une part croissante dans la formation.Les formations locales jouent un rôle complémentaire dans l'acquisition et le maintien des compétences, et il convient de souligner le rôle important dévolu aux réfé-rents, parrains de promotion et managers dans le perfec-tionnement de la professionnalisation sur le terrain.

En 2016, il y a eu très peu de visites de l’externe en raison des plans Vigipirate à la suite des attentats. Cependant, toutes régions confondues, on peut citer des rencontres avec les producteurs et les centres de conduite des distri-buteurs de leur zone d’action, ainsi que l’organisation de stages « Assurer ensemble la sûreté » à destination des Producteurs et Distributeurs, réalisés en partenariat avec la cellule Contrôle des Performances.

Enfin, en termes de préparation des acteurs, l’an-née 2016 a été riche en exercices de crise natio-naux et régionaux. Outre les nombreux exercices effectués par tous les Centres Exploitation, 2 exercices nationaux majeurs ont été réalisés : • l’exercice « Transformateurs de Mesure » (TdM), réa-

lisé en mai 2016, pour se préparer aux risques sur les transformateurs de mesure en période de fortes cha-leurs avant l’été 2016 ;

• l’exercice de crise « Gestion de l’Equilibre Offre De-mande en Electricité » (GEODE), début décembre 2016, en lien avec les services de l’Etat (COZ, DREAL…) et ENEDIS.

Ces exercices ont permis de consolider les documents opérationnels ORTEC pour ces situations et d’effectuer localement du maintien en compétences pour de nom-breux salariés.

7Contribution à la sûreté des moyens

humains et des organisations

17

Bilan sûreté 2016

Une attention sur le nouveau paquet législatif européen « Energies propres pour tous les Européens ».La Commission européenne a présenté, le 30 novembre 2016, un ensemble de propositions législatives, réunies sous le nom de Paquet « Energie propre pour tous les Européens », pour adapter le cadre européen, décliner les objectifs du paquet énergie-climat et poursuivre la construction de l’Union de l’énergie.

Ce paquet législatif traite notamment de l’architecture de marché pour l’adapter au fonctionnement des énergies renouvelables et au développement de nouveaux moyens flexibles dans le système (effacements de consommation, stockage). Il contient, par ailleurs, un important volet re-latif à la coopération régionale entre GRT et des disposi-tions structurantes quant aux outils pouvant être utilisés pour assurer la sécurité d’approvisionnement (définition de critères, mécanisme de capacité). Les propositions concernent également l’adaptation de la gouvernance d’ensemble au niveau européen et régional.

Ainsi, ces propositions comportent d’importants enjeux pour la France, pour RTE et pour l’ensemble des acteurs du système électrique, y compris sur les responsabilités futures pour garantir la sûreté du système électrique. Le travail de discussion de ces textes avec le Conseil et le Parlement européen est engagé ; la Commission souhaite une adoption définitive en 2019. RTE veillera, notamment, à éclairer les enjeux politiques sous-jacents derrières ces dispositions techniques et à être force de proposition pour assurer que ce nouveau paquet énergie soit à la hauteur des enjeux de construction d’une réelle Union de l’énergie durable et réponde aux besoins du sys-tème électrique dans le respect du principe de subsidia-rité, et en veillant à garantir que l’innovation puisse se développer alors que le secteur fait face à une mutation de forte ampleur.

Les principales évolutions de la Documentation Technique de Référence (DTR) en 2016 concernent : l’arrivée de la trame type de Convention d’Exploitation et de Conduite d’un site de consommation, et la trame type de Convention de Raccordement pour les Nouvelles Inter-connexions Dérogatoires (NID) utilisée dans le cadre du projet Eleclink, qui vise à raccorder une interconnexion privée via le tunnel sous la Manche.

Des travaux ont été réalisés ou se poursuivent en 2017, en concertation avec les clients, pour apporter des évo-lutions à d’autres articles. Ils concernent notamment l’échange d’informations et le système de téléconduite pour les installations de production, les consommateurs et les distributeurs, ainsi que les Règles Services Sys-tème Tension.

Vers une maîtrise du risque de déclenchement massif de production renouvelable.En 2016, pour faire face au risque avéré de déclenche-ment massif de production photovoltaïque sur dépas-sement du seuil de 50,2 Hz en 200 ms, une position conjointe RTE-ADEEF a été élaborée pour préserver la sûreté. Elle concerne principalement un relèvement progressif des seuils pour les nouveaux raccordements (50,4 Hz, puis 50,6 Hz) et la qualification d’une protection alternative pour les nouveaux raccordements.En 2016, ont également été traitées les situations de déclenchement sur critère de fréquence inférieure à 49,5 Hz, en qualifiant une protection alternative pour les nouveaux raccordements, mais aussi en identifiant une solution technique dont le déploiement est en cours de calage avec les autorités compétentes.

Les Services Système Les travaux réalisés en 2016 par RTE sur les Services Système tension ont conduit à proposer des évolutions des modalités de rémunération permettant de rendre le dispositif à la fois plus lisible et transparent. L’entrée en vigueur de ces dispositions est effective depuis le 1er avril 2017.

Pour ce qui concerne les services système fréquence, RTE couvre depuis le 16 janvier 2017 son besoin en ré-serve primaire par un appel d’offres hebdomadaire com-mun aux GRT de Belgique, d’Allemagne, de Suisse, d’Au-triche et des Pays-Bas.

L’année 2016 a vu la consolidation des contractualisations des sites industriels à la réserve primaire et la certifica-tion des premiers sites industriels à la réserve secondaire. En fin d’année 2016, la puissance certifiée pour le réglage de fréquence des sites de soutirage s’élève à 92 MW (dont 25 MW de réserve secondaire), soit potentiellement 16 % de la réserve primaire française requise.

8Évolution des référentiels

et des règles de contractualisation

18

Bilan sûreté 2016

A noter que cette réserve intègre la première bat-terie qui a été certifiée par RTE pour le réglage de fréquence (1 MW, sur le RPD).

Mécanisme d’ajustement.En 2016, RTE a souscrit des contrats RR-RC avec neuf fournisseurs, pour répondre à un volume de 1 000 MW de réserve rapide activable en moins de 15 mn, et 500 MW de réserve complémentaire activable en moins de 30 mn. Les volumes contractualisés de RR s’établissent à 1 278 MW, fournis en moyenne pour 47 % par de l’effa-cement (pour 20 % sur la période précédente) et pour

En 2016, le code « Requirements for Generators », relatif aux conditions de raccordement de tous les producteurs, a fait l’objet de concertations en France pour décliner cer-tains seuils, et les codes DCC et HVDC ont été publiés au Journal Officiel de l’Union Européenne. L’année 2017 sera consacrée à la préparation et à l’entrée en vigueur des codes de réseau européens « System Operations Guidelines » et « Emergency and Restoration ».

La quatrième édition du TYNDP (Ten-Year Network De-velopment Plan) a été publiée fin 2016. Il présente le développement du réseau de transport en Europe à horizon 2030 pour mener à bien la transition énergétique et mettre en place le marché unique électrique européen. On notera la part importante de la technologie à courant continu dans ce plan. Parmi les points essentiels, qui auront un impact fort sur la conduite du système dans les prochaines années, on retiendra :• un futur mix énergétique européen permettant une cou-

verture de la consommation d’électricité entre 45 % et

60 % par les EnR, avec un effort particulier visant à ré-duire les limitations de production éolienne,

• une capacité d’interconnexion qui devrait doubler en Eu-rope d’ici 2030, notamment pour permettre une meilleure intégration des « péninsules » dans le marché électrique européen (Portugal/Espagne, Italie, Etats Baltes, Irlande, Grande-Bretagne).

Coopération entre GRTCoreso compte, depuis le 28 octobre 2016, RED Electrica, le gestionnaire de réseau de transport espagnol, comme nouveau membre. Coreso est un des 6 RSC en Europe (Regional Security Cooperation), situé à Bruxelles, qui fournit les services de coopération à 7 GRT, permettant d’assurer la sécurité du système électrique au niveau européen. Coreso se voit confier de plus en plus de missions de coor-dination, sur des territoires de plus en plus grands. Par ailleurs, le processus d’adhésion des GRT irlandais (Eirgrid et SONI) suit son cours et devrait aboutir dans le courant de l’année 2017.

53 % par de la production. Pour ce qui concerne la RC, le volume souscrit est assuré par 4 % d’effacement et 96 % de production.

Les évolutions des contrats au cours des dernières an-nées mettent en lumière, d’une part la contribution croissante des effacements industriels et, d’autre part, la vigilance accrue de RTE sur la gestion de l’EOD en temps réel, matérialisée par le contrôle strict des performances des souscripteurs et le processus de re-nouvellement de leurs agréments.

9La sûreté au-delà de RTE en Europe

19

Bilan sûreté 2016

En matière de R&D et de grands projets européens en lien avec la sûreté, on peut retenir pour 2016 les principaux éléments suivants.Projet APOGEE : en 2016, ce projet d’hypervision du système et d’aide à la prise de décision a été marqué par une première session d’expérimentation offline impliquant des opérateurs pour tester le module « manœuvres pério-diques ». Depuis mai 2017, l’expérimentation se poursuit online dans le dispatching du centre exploitation RTE de Nancy.

Projet iTesla : iTesla préfigure la prochaine génération de plateforme d’analyse de la sécurité du réseau, qui met en œuvre une approche probabiliste de l’analyse des risques encourus en exploitation, en tenant compte des possibilités de parades curatives et des phénomènes dynamiques.

Projet Migrate : ce projet consiste à se préparer à un fonctionnement du système électrique avec une forte inté-gration d’équipements à base d’électronique de puissance (liaisons à courant continu et raccordement des énergies renouvelables).

Poste du futur : le projet vise, via des démonstrateurs, à redessiner l’architecture fonctionnelle d’un poste électrique en réponse aux nouveaux besoins du système électrique, en intégrant à la conception les objectifs environnemen-

taux et en intégrant les solutions technologiques envisa-gées dans les décennies à venir. En 2016, les fonctions élé-mentaires du « Poste Intelligent » de Blocaux ont été mises en exploitation et seront en mode observation en 2017, le mode « action » étant envisagé pour 2018.

Réseaux à courant continu : en 2016, la 2e année de travaux au sein du démonstrateur du projet piloté par RTE a permis de réaliser l’ensemble des scénarios d’étude utili-sant les modèles numériques fournis par les constructeurs. Parallèlement, le projet européen « PROMOTION » (PRO-gress on Meshed HVDC Offshore TransmissIOn Networks), a été lancé début 2016. Il permettra d’étudier l’interopéra-bilité des systèmes de protection sur le réseau à courant continu. Les résultats sont attendus en 2020.

Projet GARPUR : en 2016, les travaux ont porté sur le dé-veloppement d’une nouvelle méthode probabiliste de pla-cement des consignations ainsi que sur l’évaluation d’une politique de maintenance.

20

Bilan sûreté 2016

Les thèmes d’audit sont construits de façon à couvrir sur une période de deux à trois ans tous les grands vo-lets de la sûreté, en surveillant plus particulièrement les risques pointés par le REX de l’année écoulée. Les conclusions des audits sont présentées au Comité exé-cutif de RTE. Des recommandations sont formulées, de façon à améliorer la maîtrise des risques identifiés. Les actions engagées sur la base des recommandations font l'objet d’un plan d’actions dont l’avancement est suivi par la Mission Audit Sûreté, et dont il est rendu compte annuellement en Comité exécutif de RTE et en CSEA.

Trois audits sûreté ont été réalisés en 2016 sur les thèmes suivants :• Le traitement des modes dégradés sur le matériel,• Le plan de débouclage en cas de rupture de synchro-

nisme,• L’impact des EnR sur la sûreté de fonctionnement du

Système.Ils concluent à une maîtrise globalement satisfaisante de l’exploitation du système électrique en sûreté et émettent de recommandations permettant d’en amélio-rer le fonctionnement opérationnel.

10Audits sûreté

21

Bilan sûreté 2016

Les résultats obtenus en 2016 témoignent d'un ni-veau de maîtrise globalement satisfaisant de l'ex-ploitation en sûreté par RTE, dans un contexte de dé-veloppement de la production EnR, même décentralisée, qui joue un rôle de plus en plus important dans la sûreté et la stabilité du système électrique (fréquence, tension, marge...) et nécessite des moyens de flexibilité croissants. Deux épisodes météorologiques ont cependant marqué l’exploitation de l’année 2016 : la période de chaleur esti-vale de mi-juillet nécessitant une surveillance accrue de la température des postes de RTE et la vague de froid hiver-nale concomitante avec une disponibilité des moyens de production nucléaire historiquement basse. Ces situations, particulièrement tendues, ont été contenues et ont même permis de mettre en place des moyens de maîtrise complé-mentaires (dispositifs d’alerte, organisation du délestage…) qui ne doivent pas occulter le risque de rencontrer, dans les prochaines années, des conditions d’exploitation plus tendues, en particulier en cas de grand froid lors des hivers à venir.

Le suivi des Evènements Significatifs Système (ESS) depuis plusieurs années permet de détecter les signaux faibles, de les analyser et de mesurer, dans la durée, l’ensemble des actions entreprises pour améliorer la sûreté d’exploitation. Depuis 2013, on observe une stabilité du nombre d’ESS (904 évènements en 2016 pour 919 en 2013). Si la majo-rité des ESS observés sont de niveau inférieur ou égal à A, au cours de l’année 2016, nous avons rencontré et analy-sé deux ESS de niveau B et un ESS de niveau C (sur une échelle de gravité allant de 0 à F).

Ces résultats satisfaisants sont le fruit de travaux enga-gés, en interne et avec nos partenaires, depuis de nom-breuses années. Ils soulignent que la sûreté du système se construit jour après jour, en s’appuyant sur des actions cor-rectives, mais surtout des actions planifiées et soutenues dans la durée, dans un périmètre très vaste et impliquant de multiples métiers.

Toutes ces actions permettent de faire face au risque majeur d’incident généralisé sur le système élec-trique (blackout). Elles contribueront à consolider, dans la durée, la sûreté d’exploitation du système, mission fondamentale de RTE au bénéfice de tous, en France comme en Europe.

Les principaux points d’attention mis en évidence dans ce bilan se traduisent par la nécessité de prolonger et renfor-cer sur les prochaines années des actions déjà engagées à divers stades.

Une vigilance sans relâche pour assurer la sûreté de demain.

On peut notamment retenir :

En interne RTE :

• renforcer la mise en place d’aides aux opérateurs,

• poursuivre l’amélioration des performances des outils d’étude et de préparation à la conduite,

• consolider la fiabilité du SI et l’efficacité des plans de reprise d’activités,

• innover en expérimentant sur le terrain (poste du fu-tur), en utilisant de nouvelles possibilités offertes par le numérique, ou encore en envisageant de nouveaux moyens de gestion du système (batteries…)

• évaluer l’efficacité des actions de maintenance et de renouvellement entreprises pour limiter les dysfonction-nements de matériels sensibles pour la sûreté (organes de coupure, protections différentielles de barres, trans-formateurs de mesure…).

En collaboration avec nos partenaires :

• consolider et adapter les outils du domaine équilibre Offre-Demande aux exigences de demain,

• améliorer la qualité des échanges de données aux in-terfaces ainsi que la boucle de retour d'expérience,

• élargir le panel des acteurs de marché pour accroître l’efficacité économique et la flexibilité dans la gestion de l’EOD court terme (effacements, services système fré-quence dissymétrique…),

• consolider les mécanismes de contrôle systématique des engagements et performances des acteurs, pour s’assurer de la bonne maîtrise de la sûreté dans des configurations nouvelles et évolutives,

• poursuivre le dialogue et les expérimentations avec nos partenaires, qui contribuent largement à la sûreté du système (échanges de données, réactif des groupes, réglage de la tension à l’interface RPT/RPD…).

Et plus particulièrement en Europe :

• finaliser les analyses techniques en lien avec REE à la suite des oscillations rencontrées fin 2016,

• progresser au niveau français et européen sur la com-préhension et la maîtrise des écarts de fréquence, tra-vailler sur leur anticipation,

• anticiper l’entrée en vigueur des grids codes européens dans nos outils et méthodes,

• garantir la capacité d’échange de données entre les plateformes temps réel de tous les acteurs de la sûreté,

• renforcer la coopération avec les gestionnaires de ré-seau et le centre de coordination européen comme lors de la vague de froid de début 2017,

• participer activement à l'analyse du « paquet hiver ».

Conclusion et perspectives

22

Bilan sûreté 2016 23

Bilan sûreté 201624

Bilan sûreté 2016

Glossairethématique

25

Bilan sûreté 2016

Identifiant Concept

Sûreté de fonctionnement

du système électrique

La sûreté du système est définie comme l'aptitude à :• assurer le fonctionnement normal du système électrique ;• limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents ;• limiter les conséquences des grands incidents lorsqu'ils se produisent.La sûreté est au cœur des responsabilités confiées par la loi du 10 février 2000 à RTE, en tant que gestionnaire du réseau de transport français.

Marges d'exploitation et règles de sûreté

Les règles de sûreté prescrivent :• une marge minimale mobilisable en moins de quinze minutes supérieure à 1500 MW ; elle

est dimensionnée pour permettre de compenser à tout instant la perte du plus gros groupe couplé ;

• une marge minimale à échéance plus éloignée, dont le volume requis va en croissant depuis l'échéance de quinze minutes jusqu'à une échéance de plusieurs heures.

Lorsque ces conditions ne sont pas remplies, RTE émet, selon le cas, un message d’alerte sur le MA ou un ordre S dit « situation critique ».

Mécanisme d'Ajustement

(MA)

La loi française dispose que les producteurs doivent mettre à disposition de RTE les puissances techniquement disponibles pour l'ajustement de l’équilibre Offre-Demande. Ceci est réalisé via le Mécanisme d'Ajustement, qui permet à RTE de mutualiser les moyens détenus par les acteurs sous forme d'un dispositif permanent et ouvert, et aux acteurs de valoriser leurs capacités d'effacement ou leurs souplesses de production. Sur la base des offres prix-volume, RTE procède aux ajustements nécessaires en interclassant les propositions en fonction de leur prix jusqu'à satisfaire l’équilibre dont il a la responsabilité.Des dispositions prévoient les cas d'insuffisance :• à échéance supérieure à 8h, RTE sollicite par un message d'alerte des offres complémentaires ;• en deçà de 8h, un message de « mode dégradé » permet à RTE de mobiliser, au-delà

d'éventuelles offres complémentaires, les offres exceptionnelles et les moyens non offerts à l'ajustement.

Réglages primaire et secondaire de

la fréquence

Le réglage primaire assure de façon automatique, à la suite de tout aléa affectant l’équilibre entre la production et la consommation, et par la participation solidaire de tous les partenaires de l’interconnexion synchrone, le rétablissement quasi-immédiat de l’équilibre. Des règles sont fixées par le groupe régional « Europe continentale » de l’ENTSO-E pour que cette action maintienne alors la fréquence à l’intérieur de limites définies.A sa suite, le réglage secondaire du partenaire à l'origine de la perturbation annule de façon automatique l’écart résiduel de la fréquence par rapport à la fréquence de référence, ainsi que les écarts par rapport aux programmes d’échanges entre les différentes zones de réglage.

ENTSO-E ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity), créée fin 2008, est depuis le 1er juillet 2009 l’unique association des GRT européens.ENTSO-E a vocation à renforcer la coopération des GRTs dans des domaines clefs tels que l'élaboration de codes de réseau relatifs aux aspects techniques et au fonctionnement du marché, la coordination de l'exploitation et du développement du réseau européen de transport, les activités de recherche.Selon ses statuts, les décisions principales de l’association sont prises par l’Assemblée générale. Un « Board » exécutif est en charge du pilotage général et de la préparation des orientations stratégiques. Le travail opérationnel est assuré par quatre comités principaux et leurs sous-structures, le Comité Marchés (MC), le Comité Développement du Système (SDC), le Comité Exploitation du Système (SOC), le Comité Recherche et Développement (RDC), complétés par un groupe d’analyse juridique. Pour assurer la coordination technique des GRTs interconnectés en synchrone en Europe continentale et l’évaluation des engagements relatifs à la sûreté, définis dans 8 « policies » et convenus dans le cadre du Multi Lateral Agreement signés par les membres de l’ancienne association UCTE, le SOC a créé un sous-groupe régional ad hoc, le Regional Group Continental Europe (RGCE). Consulter : www.entsoe.eu

Glossaire thématique

26

Bilan sûreté 2016

Identifiant Concept

Télécommunication de Sécurité

Ce réseau de sécurité est constitué sur la base d’une infrastructure de télécommunications dédiée, pour l'essentiel détenu et exploité par RTE, permettant l’acheminement de l’ensemble des informations (voix, données) nécessaires à la téléconduite.

EvénementsSystème

Significatifs(ESS)

La détection des événements porteurs d'enseignements pour la sûreté du système électrique est assurée sur la base de critères préétablis, regroupés dans une « Grille de classification des Evénements Système Significatifs ».La grille permet de positionner les événements à leur juste niveau d'importance vis-à-vis de la sûreté en les situant sur une échelle de gravité comprenant sept niveaux. Un niveau 0 est affecté aux événements à enjeux plus faibles pour la sûreté, mais qu'il convient de mémoriser ; les niveaux A à F correspondent à des incidents de gravité croissante allant jusqu'à un éventuel incident généralisé au niveau national.La méthodologie de classement repose sur l'appréciation combinée de la gravité selon deux types d'entrée :• une entrée enregistre l'occurrence d'événements élémentaires concrets affectant une fonction

d'exploitation dans un certain nombre de domaines (réseau de transport, production, exploi-tation du système, moyens de conduite, distribution) ;

• une entrée marque le niveau de dégradation du fonctionnement du système

Contrôlede performance des installations

de production

Compte tenu de la criticité des services rendus par les installations de production, lorsqu'elles sont raccordées au RPT, celles-ci peuvent être soumises à un contrôle de performances.Ce contrôle, exercé avec le souci de ne pas engendrer des surcroîts de travail importants ni des dépenses trop élevées tant pour les utilisateurs que pour RTE, a pour but de préserver les conditions d'exploitation du RPT au service de tous, et la sûreté du système. Le principe visé est que les performances soient contrôlées au point de livraison de l'installation, dès lors qu'un tel contrôle suffit pour pouvoir s'assurer du respect des performances.Le contrôle permet de vérifier le comportement des groupes de production vis-à-vis des réglages primaire et secondaire fréquence – puissance (gain statique dit statisme, réserves programmées, temps de réponse...), ainsi que vis-à-vis des réglages primaire et secondaire de tension (mise à disposition du domaine contractuel dans le diagramme U/Q, dynamique de réponse).

Organisation de crise

Le dispositif ORTEC (Organisation RTE de Crise) a été mis en place à la suite des tempêtes de fin décembre 1999. Il fixe les dispositions à prendre et l'organisation à adopter, tant au niveau national que régional, lorsqu'une situation de crise grave est déclarée par RTE.Outre la mise en place des ressources humaines et compétences techniques nécessaires, il prévoit la mise en œuvre des actions de communication associées à la gestion de la crise. De façon concrète, des cellules de crise sont rapidement mobilisables dans toutes les Unités et à la Direction de RTE.En complément, des Groupes d'Intervention Prioritaires (GIP) ont été créés dans chacune des Unités régionales. Leur objectif majeur est d'assurer en moins de cinq jours le rétablissement des lignes gravement endommagées et qui revêtent une importance particulière pour la sûreté du système électrique.

Glossaire thématique

27

Bilan sûreté 2016

Glossairesyntaxique

28

Bilan sûreté 2016

Glossaire syntaxiqueACRADN

AMPRIONAPGPCACM

CCGCE

CNESCORESO

COrS’RCSEACWEDCCDTR

ECCTEH

ELDEND

ENTSO-EELIAEODESSGdPGIP

GRDGRTHDP

HVDCICS

ICSIIDCF

IFAIGCCIMAP

INESSIPES

ISTLAD

LFCRLPMMA

NEBEFNEMO

NGORTEC

RCREERfG

RGCE

Agence de Conduite RégionaleAutomate de Défense NordGRT allemandAmélioration de la Performance par le Geste ProfessionnelCapacity Allocation and Congestion ManagementCycle Combiné GazCentre d’ExploitationCentre National d’Exploitation SystèmeCO-oRdination of Electricity System OperatorsCentre Opérationnel de Sécurité de RTEComité de Surveillance Economique et des AuditsCentral Western EuropeDemand Connection CodeDocumentation Technique de RéférenceEtudes Coordonnées Court TermeElectronic HighwayEntreprise Locale de DistributionEnergie Non DistribuéeEuropean Network of Transmission System Operators for ElectricityGRT BelgeEquilibre Offre DemandeEvénément Système SignificatifGroupement de PostesGroupe d’Intervention PrioritaireGestionnaire de Réseau de DistributionGestionnaire de Réseau de TransportHaute Densité de ProductionHigh Voltage Direct Current linkIncident Classification ScaleInstitut pour une Culture de Sécurité IndustrielleIntra-Day Congestion ForecastInterconnexion France-AngleterreInternational Grid Control CooperationIntensité Maximale Admissible en PermanenceInvestigation des Evénements de Sécurité SûretéInsertion des Productions Energies renouvelables intermittentes dans le Système électriqueIntensité de Surcharge TransitoireLocalisation Automatique de DéfautLoad Frequency Control and RegulationLoi de Programmation MilitaireMécanisme d’AjustementNotification d’Echange de Blocs d’EffacementNominated Electricity Market OperatorNational Grid, GRT AnglaisOrganisation de RTE en criseRéserve complémentaire (MA)GRT EspagnolRequirements for GeneratorsRegional Group for Continental Europe

29

Bilan sûreté 2016

ROCROSE

RRRSFPRST

RSTNRPDRPT

RSCISAS

SIDRE SNC

SOGLSRC

STANWAYSTATNETT

STSSWISSGRID

S3REnRTCDTCETCMTCT

TENNET-NLTERNA

Transnet BWTSCTSO

TURPETYNDP

Regional Operation CenternRéseau Optique de SEcuritéRéserve Rapide (MA)Réglage Secondaire Fréquence PuissanceRéglage Secondaire de TensionRéglage Secondaire de Tension réNovéRéseau Public de DistributionRéseau Public de TransportRegional Security Cooperation InitiativeSystème d’Alerte et SauvegardeSupport Inter-Dipatchings Régionaux Système National de ConduiteSystem Operation GuideLineSystème Régional de ConduiteProjet de remplacement du SRCGRT NorvégienSystème de Téléphonie de SécuritéGRT SuisseSchéma Régional de Raccordement au Réseau des Energies RenouvelablesTéléconduiteTemps de Coupure EquivalentTelecommunicationTransformateur Condensateur de TensionGRT des Pays-BasGRT ItalienGRT AllemandTSO Security CooperationTransmission System OperatorTarif Utilisation Réseau Public d’ElectricitéTen Year Network Development Plan

Glossaire syntaxique

30

Bilan sûreté 2016 31

RTE

Rés

eau

de t

rans

port

d’é

lect

rici

té -

soc

iété

ano

nym

e à

Direc

toire

et C

onse

il de

sur

veill

ance

au

capi

tal d

e 2

132

285

690

€ -

RCS N

ante

rre

444

619

258

- Ju

in 2

017

- Réa

lisat

ion

Dia

lect

ica

- Cré

dits

pho

tos

: M

édia

thèq

ue R

TE :

O

livie

r Ban

on,

Laur

ent

Bar

atie

r, O

livie

r Bla

ise,

Mar

c D

idie

r, O

livie

r G

uerr

in,

Sté

phan

e H

erbe

rt,

Phili

ppe

Lesp

rit,

Gui

llaum

e M

urat

, Li

onel

Rou

x, L

aure

nt W

eyl,

Folle

t Et

ienn

e, s

eign

ette

lafo

ntan

.com

, Ju

lien

De

Wild

e, ©

Lafo

ntan

Mik

aël,

Gra

phic

Obs

essi

on.

Direction Audit et Risques - Mission Audit Sûreté1, terrasse Bellini TSA 41000 - 92919 La Défense Cedexrte-france.com