Bilan sûreté 2015

B i l a n s û r e t é 2 015

Sy n t h è s e

Sommaire

Introduction

1. Événements Significatifs SystèmePage 5

2. Situations d’exploitation rencontréesPage 6

3. Composantes matérielles de la sûretéPage 10

4. Outils, télécoms et SIPage 11

5. Nouveaux leviers pour l’exploitationPage 13

6. Structure du système et règles de conceptionPage 14

7. Contribution à la sûreté des moyens humains et des organisationsPage 15

8. Évolution des référentiels et des règles de contractualisationPage 16

9. La sûreté au-delà de RTEPage 17

10. Audits sûretéPage 19

Glossaire

RTE publie chaque année la synthèsedu bilan sûreté de l’année écoulée en rappelant

quelques résultats des années précédentes,afin de faciliter les comparaisons

et l’analyse des tendances dans la durée.Le document présent décrit les principaux éléments

relatifs à la sûreté de fonctionnement du système électriquepour l’année 2015, les nombreuses actions engagées

par RTE pour assurer la sûreté d’aujourd’huiet préparer celle de demain, dans le contexte évolutif

du réseau européen interconnecté.

Le glossaire en fin de document précise les termes spécifiques.

Introduction

SYNTHÈSEBILAN SÛRETÉ 2015 4

SYNTHÈSEBILAN SÛRETÉ 2015

1. Événements Significatifs Système

RTE mesure chaque année la sûreté d’exploitation du système électrique en capitalisant les Événements Significatifs Système (ESS), classés selon une échelle de gravité allant de 0 à F. Ces événements reflètent la survenue d’incidents d’origines multiples.

Comme en 2014, de bons résultats en termes d’ESS.

L’échelle de RTE est pleinement cohérente avec l’échelle ICS (Incident Classification Scale) à quatre niveaux d’ENTSO-E. Avec 29 ESS A et 2 ESS B, le bilan de l’année 2015 présente des résultats très proches de ceux de 2014.

ESS ≥ A 2011 2012 2013 2014 2015

Réseau de transport

5 4 9 6 9(7A,2B)

Exploitation système 17 17 14 7 9

Moyens de conduite 4 8 10 14 12

Production 3 3 7 4 1

Distribution 0 3 0 0 0

Total ≥ A 29 35 40 31 31

Les deux événements les plus pénalisants en 2015, classés ESS B, sont liés à deux épisodes météorologiques.La chaleur exceptionnelle et persistante qui a touché la France fin juin-début juillet 2015 a provoqué dans l’Ouest de nombreuses avaries de matériel dans les postes, à la faveur de forts gradients de température entre le jour et la nuit. Ces avaries ont conduit à des incidents réseau, qui se sont traduits par 42 retraits et déclenchements d’ouvrages dans les Pays de la Loire, la Bretagne et la Basse-Norman-die, avec pour conséquence des coupures longues de clients, consommateurs industriels et distributeurs.

En septembre, la tempête « Henri » a provoqué, dans l’Est de la France, le déclenchement définitif de 5 lignes 400 kV, une ligne 225 kV et 7 lignes 63 kV, avec la ruine d’une dizaine de pylônes. Les reports sur les lignes adjacentes ont été maîtrisés en temps réel par la mise en œuvre de parades adaptées ; en revanche, les ouvrages touchés ont connu des indisponibilités de longue durée, nécessitant la mise en place de limitations et l’annulation de travaux pendant la période de réparation.

Pour les ESS A, on note une baisse dans les rubriques « Moyens de conduite » et « Production », et une hausse dans les rubriques réseau et exploitation. Ces variations n’appellent pas de commentaire particulier.Pour ce qui concerne les pertes d’asservissement des groupes aux réglages primaire et secondaire de fréquence et tension pendant plus de deux heures (classés ESS 0), on note en 2015 un comportement très similaire à ceux de 2013 et 2014, globalement stable et satisfaisant.

Répartition des ESS par domaine sur les cinq dernières années.

5


2. Situations d’exploitation rencontrées

D’un point de vue météorologique, l’année 2015 a été chaude, avec une température moyenne sur la France dépassant de 1 °C la température normale. Elle se place au troisième rang des années les plus chaudes depuis 1900. La pluviométrie moyenne a été inférieure à la normale d’environ 15 %. La durée d’ensoleillement annuelle, quant à elle, a été supérieure à la normale sur l’ensemble du pays.

Le pic annuel de consommation a été enregistré le vendredi 6 février à 19 h, avec 91,6 GW pour une tempé- rature inférieure de 5,9 °C par rapport à la température de référence. La sensibilité de la consommation à la température présente un gradient hiver stable estimé à 2 400 MW par °C. En été, la puissance consommée a atteint son minimum le dimanche 16 août à 17 h, avec 29,3 GW.

Une production éolienne et photovoltaïque en hausse.

La consommation brute est en hausse de 2,2 % par rapport à 2014 ; elle s’établit à 475,4 TWh. Corrigée de l’aléa clima-tique, la consommation croît légèrement de 0,5 % après trois années de stabilité. La production totale d’électricité atteint 546 TWh, en hausse de 1,1 % par rapport à 2014.La production d’origine éolienne et photovoltaïque, dont l’injection en sûreté dans le réseau requiert une bonne prévision, continue de progresser. Elle atteint respectivement 21 TWh et 7,4 TWh.

La grande variabilité des niveaux de consommation d’une année sur l’autre, tant en énergie annuelle qu’en puis-sance de pointe, rappelle que le système électrique doit pouvoir s’adapter à des conditions climatiques très contrastées et incertaines, notamment aux futures vagues de froid.La consommation française en hiver est en effet très dépendante de la température et présente une pointe du soir atypique en Europe, avec un fort gradient de charge. La préparation à ce type de situation via des exercices de simulation est donc essentielle.

Doublement par rapport à 2014 du solde exportateur vers l’Espagne.

Le solde annuel exportateur s’établit à 61,7 TWh. Le solde net des échanges de la France est exportateur tous les mois de l’année. Le 13 juillet de 6 h à 7 h, le solde exportateur atteint un pic historique de 15,6 GW. De tels niveaux d’export sont rendus possibles par le développe-ment des infrastructures, la mise en œuvre de la méthode « Flow Based » sur la zone CWE et des prix de marché compétitifs. Le solde exportateur vers l’Espagne s’élève à 7,32 TWh, soit le double de celui de 2014. Cette hausse est en partie liée à la mise en exploitation de la liaison HVDC Baixas-Santa Llogaia.

La variabilité croissante des situations d’import ou export à toute période de l’année, et donc celle des flux physiques sur le réseau, se confirme d’année en année avec la croissance des ENR et les possibilités d’optimisation court terme sur les marchés. Les échanges infra- journaliers représentent 14,6 % des échanges contractuels aux frontières.

5 000 000

-5 000 000

-10 000 000

-15 000 000

0

20 000 000

25 000 000

15 000 000

10 000 000

Belgique Suisse

Allemagne

Espagne UK Italie

Exports

MWh

Imports

2011

2012

2013

2014

2015

Bilan des échanges aux frontières sur les cinq dernières années

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2.1 Équilibre offre-demande court terme et fréquence

Une gestion de l’équilibre offre-demande moins contrainte qu’en 2014.

Avec 7 déficits de marge à la hausse et 1 à la baisse, l’année 2015 a été moins contrainte que la précédente pour la ges-tion de l’équilibre offre-demande. Même si le phénomène est peu marqué cette année, les insuffisances de marge à échéance peuvent cependant, selon leur durée et moment dans 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 contrac-tuelles et engager des opérations de surveillance pour s’as-surer de la déclaration effective des contraintes techniques des groupes par les producteurs et de la disponibilité réelle des offres d’effacement sur le mécanisme d’ajustement.

Dans la continuité de 2014, une tenue de fréquence satisfaisante, en progrès par rapport à 2013.

La tenue de la fréquence du système interconnecté euro-péen a confirmé, dans la tendance amorcée en 2013, une dé-croissance du nombre total d’écarts supérieurs à 100 mHz. Le cumul annuel des situations les plus risquées pour lesquelles le système européen a consommé une grande partie de sa réserve primaire, et présente donc un risque face à la sur-venue d’un nouvel aléa, a atteint 72 minutes (59 minutes en 2014). Toutefois, la durée moyenne de ces écarts est restée limitée à 20 secondes (30 secondes en 2014).

En 2015, les écarts de fréquence se situent dans la fourchette [-152 mHz ; +126 mHz]. La situation la plus tendue à -152 mHz a duré 10 secondes, limitant la probabilité de recours au délestage fréquence-métrique en cas de perte simultanée de 1 000 MW de production en Europe.Pour les fréquences hautes, le nombre d’écarts poursuit sa baisse amorcée en 2014. En revanche, le nombre d’écarts durables à la hausse (> 1 mn 30 s) de plus de 100 mHz est en augmentation par rapport à 2014. Cette tendance sera à surveiller au fil des prochaines années ; elle témoigne d’un besoin accru de leviers à la baisse. Un ESS A a été observé pour déficit de réserve primaire pen-dant 2 heures, à la suite de la non-participation d’un groupe à cette réserve. Aucun ESS A n’a été relevé pour écart de fréquence.

2011 2012 2013 2014 2015

F-Fref < -100 mHz 114 232 153 120 133

F-Fref < -150 mHz 0 1 0 0 1

F-Fref < +100 mHz 193 236 105 70 36

F-Fref < +150 mHz 1 0 0 0 0

Total 308 469 258 190 170

La qualité du réglage sur la zone française et sa contribution à la maîtrise des écarts de fréquence européenne sont sui-vies depuis plusieurs années à RTE par un indicateur de type « incrément », qui mesure le nombre de fois où l’écart du réglage fréquence-puissance de la zone française contri-bue à une dégradation de la fréquence et n’est pas résorbé en moins de 15 minutes. À l’origine de ces incréments, les causes les plus fréquentes sont les changements de parallèle de 3 GW et plus, et la reprise tarifaire de nuit. Une analyse approfondie menée en 2015 a montré que la criticité des incréments n’est pas homogène. Une évolution appropriée de ce suivi est en cours afin d’adapter les ajustements en fonction du risque réel encouru par le système. Par ailleurs, RTE met en place l’instrumentation et le suivi d’un indicateur en fréquence haute. En effet, les situations en fréquence haute peuvent devenir critiques : la nuit lorsque les marges à la baisse sont contraintes ou en journée du fait du risque de déclenchement massif de production photovoltaïque à 50,2 Hz.

Pour mieux anticiper sur l’heure à venir les situations où l’écart de réglage français pourrait contribuer à une dégradation de la fréquence, RTE utilise un outil spécifique. Il permet au dispatcher d’estimer à tout instant l’évolution de l’écart de réglage à 45 minutes sans action de sa part, et d’anticiper ainsi les actions à DMO (Délai de Mise en Œuvre) court.

L’éclipse partielle de soleil du 20 mars 2015 était la première à avoir un impact significatif sur le système électrique euro-péen, du fait de la densité de puissance photovoltaïque ins-tallée dans les territoires concernés. Dès mi-2014, mobilisés par l’ampleur potentielle du phénomène, les GRT européens avaient engagé des études préparatoires au sein du groupe CSO (Coordinated System Operation) d’ENTSO-E. Le fort niveau de coopération et de transparence des GRT les uns envers les autres, de la préparation au temps réel ont permis de gérer sans problème cet événement rare.

Pour ce qui concerne les services système fréquence, l’année 2015 a vu la consolidation des contractualisations à la réserve primaire, des sites industriels de soutirage raccor-dés au RPT. En mars 2016, leur participation au réglage de la fréquence s’élève à 67 MW, soit 11,7 % de la réserve primaire française (50 MW en mars 2015). Les contrôles réalisés sur les sites industriels de soutirage montrent pa ailleurs leurs très bonnes performances.Les prochaines évolutions, conformément aux règles vali-dées par la CRE fin 2015, sont prévues en 2016 et portent sur : l’ouverture de la participation au réglage fréquence des sites de soutirage raccordés au RPD et la participa-tion dissymétrique qui permettra la fourniture de réserve secondaire séparément à la hausse et à la baisse.

Écarts de fréquence par rapport à la référence sur les cinq dernières années

7


2.2 Gestion de la tension

2.3 Interconnexions et flux inter-régionaux

Mise en exploitation du second automate du plan de défense en tension.

L’année n’ayant pas connu de période très froide, ni de transits transfrontaliers particulièrement contraignants, le risque d’écroulement en tension a été faible et aucune dégradation significative de tension à la baisse n’a été enregistrée. Les deux automates du plan de défense en tension n’ont pas été armés durant l’hiver.

Le plan de défense contre les écroulements de tension a été complété par la mise en exploitation de l’automate ADN pour l’hiver 2015-2016. Un exercice de crise fai-sant intervenir un grand nombre d’acteurs dont Enedis (ex-ERDF), destiné à familiariser les opérateurs à l’utilisation de ce nouvel automate, s’est déroulé en octobre.

L’exploitation est désormais confrontée tout au long de l’année au phénomène de tensions hautes qui s’installe durablement et se manifeste sur de nombreuses zones du territoire, principalement pour les niveaux de ten-sion inférieurs à 400 kV. D’un point de vue sûreté, les ten-sions hautes sont moins dangereuses que les basses, mais peuvent impacter la durée de vie des matériels, ainsi que les plages contractuelles de tension pour les clients. Elles doivent donc être maîtrisées, en cohérence avec d’autres paramètres d’exploitation, et des risques réels qu’elles font courir aux matériels des clients et de RTE. Un REX détail-lé des tensions hautes a été réalisé en 2015. Il en ressort qu’une trentaine de postes 400 kV sont concernés par des dépassements de plages de tension. Pour le réseau 225 kV, 470 postes présentent des dépassements de plage de tension, avec une très grande disparité selon les Centres : 50 % pour Toulouse et une très forte concen-tration des contraintes sur le Massif Central, en grande partie d’origine structurelle (consommation faible, indis- ponibilité de la compensation synchrone à la suite de l’arrêt des groupes).

Pour la zone toulousaine, des améliorations ont été apportées en 2015, grâce à l’arrivée de la liaison HVDC France-Espagne et la capacité de la station de conversion à absorber du réactif ; de nouvelles selfs seront installées d’ici 2020 dans les zones à risque.

Des travaux en concertation avec les producteurs et les GRD se sont poursuivis dans le cadre de l’élaboration des nouvelles règles des services système tension et de leur rémunération ; elles permettront de répondre à la fois aux besoins de gestion des tensions basses et des tensions hautes. RTE et les acteurs du groupe de travail SSY tension, de la Commission Accès au Réseau du CURTE, ont établi un rapport de concertation, remis à la CRE en octobre 2015, après recueil des contributions des différents acteurs. Un nouveau rapport relatif à l’évolution du modèle de rémunération est en cours de préparation au premier semestre 2016. L’objectif final est de disposer de nou-velles règles SSY tension opérationnelles à compter du 1er janvier 2017.Enfin, l’année 2015 a été marquée par des avancées notables sur la gestion de la tension et du réactif à l’in-terface RPT/RPD avec les distributeurs : la concertation sur le nouveau gabarit tarifaire, plus incitatif pour la maîtrise des échanges de réactif et des tensions basses et hautes, a été menée à son terme avec la fourniture d’une note d’opportunité argumentée à la CRE début 2016, pour mise en œuvre dans le cadre de TURPE5 en 2017.

La gestion des flux sur le réseau français a été globalement bien maîtrisée en 2015, ceci à la faveur de facteurs conjonc-turels, mais aussi structurels et organisationnels, avec no-tamment une efficacité de gestion renforcée à la maille régionale via CORESO, permettant la mise en œuvre d’actions coordonnées efficaces entre GRT.

L’interconnexion France-Espagne : ici la station de conversion de Baixas

2015 2016 2017 2018 2019 20200

2500

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TOULOUSE

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NANCY

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2015 2016 2017 2018 2019 20200

2500

2000

1500

1000

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2021

TOULOUSE

PARIS

NANTES

NANCY

MARSEILLE

LYON

LILLE

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

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Mise en exploitation du « filet de sécurité » PACA et de la liaison HVDC France-Espagne.

La liaison France-Angleterre a connu cette année une disponibilité restreinte de mi-octobre à mi-décembre en raison d’avaries sur les deux bipôles, bridant les échanges avec l’Angleterre.

Côté France-Espagne, après un premier semestre 2015 consacré aux tests sur site à Baixas (France) et Santa Llogaia (Espagne), la mise en conduite de la liaison HVDC sous contrôle a eu lieu le 1er septembre 2015. L’utilisa-tion commerciale de la liaison a, quant à elle, démarré en octobre. Une coordination RTE – REE à l’horizon hebdo-madaire a permis d’atteindre 2 950 MW de capacité dans le sens des exports, et 2 450 MW en import sur certains pas horaires. Toutefois, du fait de contraintes sur le réseau espagnol, les capacités offertes au marché sont restées limitées à environ 2 050 MW en export et 1 900 MW en im-port. Ces contraintes devraient être levées à l’horizon 2017.

À l’issue de la campagne concluante des tests de mise en service, démarrée à l’automne 2014, le filet de sécurité PACA a été inauguré en avril 2015 en présence de l’État et des collectivités territoriales concernées. Avec trois nou-velles liaisons souterraines à 225 kV et des selfs adaptées, il permet désormais de renforcer la structure d’alimentation de la zone.

Premier couplage des marchés de la zone CWE par la méthode « Flow Based ».

Après une expérimentation approfondie en « parallel run » de la méthode « Flow Based », le premier couplage FB des marchés de la zone CWE a eu lieu le 21 mai 2015. Ce nouveau modèle de calcul et d’allocation des capa-cités d’échanges disponibles aux interconnexions entre la France, la Belgique, les Pays-Bas, le Luxembourg et l’Allemagne permet d’optimiser les échanges transfronta-liers d’électricité en J-1, en s’appuyant sur une représen-tation des systèmes interconnectés, proche de la réalité physique. Il permet ainsi d’exploiter les interconnexions au plus près de leurs limites, tout en préservant les marges de sûreté nécessaires. Les corollaires en sont une meilleure intégration des ENR, une sélection d’échanges commer-ciaux plus efficaces et la formation de prix de marché plus justes reflétant les contraintes réelles des réseaux.

Ainsi, grâce à une répartition optimisée des échanges, les exports maximaux ont été majorés de 72 %, et les imports maximaux de 75 %, avec une volatilité accrue, illustrée par une différence de 10 500 MW sur une seule journée de janvier 2016. Au-delà des bénéfices économiques pour la collectivité, le FB devrait également renforcer la coordination et l’harmonisation des règles de sûreté entre les GRT de la zone CWE.

Le taux de foudroiement en 2015 s’est révélé inférieur à celui de 2014, avec un nombre de courts-circuits (8 352) inférieur à celui de 2014 (9 818). À l’échelle nationale, les causes principales des courts-circuits sont naturellement d’origine atmosphérique avec 37 % pour les orages et 4,5 % pour le vent, les tempêtes, les inondations. La neige collante est à l’origine de 2,2 % de courts-circuits cette année.Les avaries matérielles comptent pour 2,5 % des causes avérées. On constate en 2015 un taux de causes avérées de 58 %. Parmi les causes « présumées », une part prépon-dérante revient à l’activité avifaune. Avec 4,6 % du total, la part de défauts permanents est en hausse par rapport à 2014. Ces défauts permanents conduisent à la perte d’un ou plusieurs ouvrages, alors que les courts-circuits fugitifs n’affectent pas la disponibilité des ouvrages lorsque les protections fonctionnent correc-tement.

En 2015, on note 7 défauts doubles 400 kV, dont 4 ont donné lieu à un déclenchement définitif. On enregistre en 2015 un déclenchement triple de liaisons qui ne sont pas toutes sur support commun ; bien que définitif, ce déclen-chement n’a pas provoqué de contraintes réseau du fait de la mise en œuvre de parades efficaces en conduite.

Dans des conditions particulières d’exploitation, un défaut permanent sur le réseau 400 kV ou 225 kV Haute Densi-té de Production peut engager la stabilité transitoire des groupes si son délai d’élimination n’est pas conforme aux seuils prescrits. À cet égard, les temps d’élimination consta-tés en 400 kV et 225 kV HDP montrent que la très grande majorité des défauts a été éliminée en respectant le temps critique d’élimination. Le risque d’une perte de stabilité a donc été très faible.

Démarrage de l’expérimentation du projet de Localisation Automatique de Défaut pour réduire les durées de coupure des clients.

Afin de remettre plus rapidement sous tension les ouvrages sains, notamment en période d’orage, et réduire la durée de coupure clientèle, RTE a engagé le projet LAD (Loca-lisation Automatique de Défaut) qui permet de locali-ser plus rapidement et avec plus de précision la portion de l’ouvrage en défaut. L’année 2015 a vu le démarrage de l’expérimentation sur les Centres Exploitation de Lyon, Marseille et au CNES. Les enseignements issus de cette étape feront l’objet d’un REX avant le déploiement de la solution cible sur la France entière entre 2016 et 2020.

2.4 Courts-circuits

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3. Composantes matérielles de la sûreté

77 % des essais d'îlotage des groupes nucléaires conformes aux objectifs.

La contribution de l'ensemble des groupes à la tenue de tension leur confère un rôle important en matière de sû-reté. Les producteurs et RTE échangent deux fois par an sur les capacités réactives des groupes et leurs limitations, ce qui permet à RTE de mener des études dynamiques de tension précises, en utilisant des diagrammes Q/U réels. Parmi tous les groupes raccordés au réseau, les groupes nucléaires d’EDF font l’objet d’une attention particulière du fait de leurs limitations réactives. Contrairement aux an-nées précédentes, la réduction des écarts en 2015 ne s’est pas inscrite dans une dynamique décroissante. Si les écarts cumulés en absorption demeurent conformes à l’aléa industriel dit « normal », les écarts cumulés en four-niture en décembre 2015 marquent une hausse par rapport à décembre 2014. En l’absence de réduction à court terme, elle peut être pénalisante pour la gestion des tensions basses, notamment dans la perspective d’arrêt progressif des groupes fioul d’ici l’hiver 2018-2019, et la mise en service incertaine de l’EPR de Flamanville à cet horizon.

En juin 2015, le groupe de Saint-Laurent-des-Eaux B1 a été le premier groupe nucléaire à être qualifié en RSCT-NA (Réglage Secondaire Coordonné de Tension - Nouvelle Ar-chitecture). Fin 2015, après une exploitation sous contrôle couronnée de succès sur ce site pilote, le déploiement généralisé à la région Ouest a été engagé.

Dans l’éventualité de la mise hors tension d’une importante portion du territoire après un incident généralisé, RTE et EDF réalisent des essais dans le respect d’un contrat qui vise, d’une part, à renforcer la sûreté nucléaire par la mise en œuvre de scénarios de renvoi de tension vers les groupes nucléaires pour diversifier les sources d’alimentation des auxiliaires et, d’autre part, à assurer la reconstitution du réseau dans le but de réalimenter la clientèle, notam-ment à partir des tranches nucléaires d’EDF. La réussite au préalable de l’îlotage des groupes nucléaires en cas d’inci-dent généralisé est primordiale pour répondre à ces deux objectifs.

En 2015, 13 essais d’îlotage depuis la pleine puissance ont été réalisés pour les groupes nucléaires, avec un taux de succès de 77 % ; le taux sur 4 années glissantes de 86 % est satisfaisant par rapport à l’objectif pluriannuel plancher de 60 %.

3.1 Groupes de production

3.2 Équipements réseau

Le poste 400 000 Volts de Braud, avec la centrale du Blayais en arrière plan

Sur le réseau 400 kV, 100 % des défauts polyphasés ont été éliminés en moins de 80 ms et 96,5 % des défauts monophasés l’ont été en moins de 110 ms. Pour ce qui concerne le réseau 225 kV HDP (Haute Densité de Production), dont le temps d’élimination est surveillé au même titre que pour les défauts 400 kV, 100 % des courts-circuits polyphasés ont été éliminés en moins de 80 ms et 100 % des monophasés en moins de 110 ms, dont 95 % en moins de 80 ms.

Ces mesures sont en accord avec les valeurs de référence retenues par l’exploitation pour préserver la stabilité du système.

10


Les protections différentielles de barres 400 kV jouent un rôle majeur pour l’élimination rapide et sélective des dé-fauts barres, très rares mais à risque élevé pour la sûreté ; en 2015, elles ont été à l’origine de 10 ESS. Leur taux de disponibilité de 99,8 % reste stable. Ces protections font actuellement l’objet d’une politique de renouvellement, en adéquation avec les taux d’anomalie constatés pour les différents paliers techniques.Concernant les protections contre les ruptures de syn-chronisme, on note, en 2015, deux dysfonctionnements pour les protections analogiques, et deux pour les pro-tections numériques qui ont nécessité un changement de version logicielle.

Les indisponibilités des ouvrages de transport de l’année 2015 ont été marquées par l’épisode caniculaire de juin à l’origine de la destruction de nombreux appareils de mesure qui ont causé de multiples déclenchements de départs, et la tempête de septembre qui a conduit à la ruine de plusieurs pylônes. Ces deux événements météo-rologiques majeurs sont à l’origine des 2 ESS B.L’interconnexion de 2 000 MW France-Angleterre a connu 10 déclenchements de bipôle et présenté une disponibili-té moindre qu’en 2014.

Les organes de coupure dans les postes (sectionneurs et disjoncteurs) sont des éléments essentiels à la sûre-té d’exploitation. Ils demeurent d’importants contribu-teurs aux ESS recensés dans les postes. Les sectionneurs d’aiguillage à eux seuls représentent la cause majoritaire (58 %). Ce pourcentage diminue depuis 2011, à la suite de l’application d’une politique de maintenance préventive et la mise en place de gammes de maintenance. Les disjonc-teurs, quant à eux, présentent une contribution de 19 % aux ESS, stable depuis 2010.

Pour ce qui est de la contribution des matériels HT au TCE (7 mn 02 s), elle a été exceptionnellement élevée en 2015 à la suite de la dégradation de nombreux CM et TCT lors de l’épisode caniculaire de l’été. Des mesures conservatoires et actions correctives ont été déployées en complément de l’accélération de la politique en cours pour le remplace-ment de ces appareils.

À compter du 1er janvier 2015, l’ensemble des liaisons est monitoré selon le référentiel des intensités de surcharge temporaire (IST) défini sur seize zones. Il permet de définir des capacités de transit en adéquation avec les conditions météorologiques locales et saisonnières, et non plus de façon globale sur tout le territoire. Dans le cadre du projet Ampacité, les expérimentations de surveillance dynamique des limites de transit des ouvrages ont été étendues. Une file d’ouvrages du Centre Exploita-tion de Marseille a été équipée et testée en conduite. Un module prédictif 1 à 4 heures pour les études est en cours de test sur cette file.

Enfin, un module de calcul dynamique des capacités de transit des ouvrages prenant en compte les données météo locales, vent et température, et les mesures de température des conducteurs sera mis au point et installé en mode observation fin 2016 dans le prototype « Poste Intelligent ».

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Temps d’élimination 400 kV

Temps d’élimination 225 kV HDP

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Monophasée MonophaséePolyphasée

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110-150 550-700 > 1s250-400150-25080-110

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L’analyse de l’élimination des défauts par les protections et disjoncteurs fournit des informations quant à l’adéquation du plan de protection et l’efficacité de la maintenance des équipements.

Temps d’élimination des défauts sur le réseau 400 kV

4. Outils, télécoms et SI

4.1 Outils

Le secours mutuel inter-dispatchings (SIDRE) activé 8 fois.

Une indisponibilité fortuite avec arrêt de l’émission du niveau RSFP pendant 6 minutes a affecté le Système Natio-nal de Conduite (SNC). Par ailleurs, les évolutions relatives au projet IGCC (International Grid Control Cooperation) ont été apportées à l’outil de conduite pour mutualiser les actions du RSFP entre GRT.Pour les systèmes régionaux de conduite (SRC), on a re- censé 11 ESS 0 et 3 ESS A. L’ensemble des événements fortuits a provoqué une perte d’observabilité cumulée de 16 h 15 mn, en hausse par rapport à 2014. La perte de manœuvrabilité pour l’ensemble des 7 SRC présente, quant à elle, un cumul de 19 h 48 mn.

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Les moyennes annuelles d’indisponibilité des télémesures et télésignalisations pour les 7 dispatchings régionaux s’établissent respectivement à 1,42 % et 1,14 %.

Pour faire face au vieillissement des outils de conduite ac-tuels et offrir aux opérateurs un outil de conduite unique autour d’un nouveau SCADA, RTE a engagé le projet STANWAY. Sa première mise en service est prévue en 2019.

Au cours de l’année 2015, le support inter-dispatching (SIDRE), opérationnel depuis juin 2015 sur les trois bulles inter-régionales, a été activé 8 fois.

18 ESS 0 et 2 ESS A ont été enregistrés pour le SAS

(Système d’Alerte et de Sauvegarde). Le SAS du dis-patching de Saint-Quentin a été paramétré en cours d’année pour interfaçage avec l’automate ADN du plan de défense en tension.

Des tests ont été organisés par RTE et Amprion d’octobre 2014 à décembre 2015 pour vérifier la connaissance qu’ont les opérateurs de l’outil de monitoring européen EAS (ENTSO-E Awareness System) et leur réactivité à échan-ger des messages en situation d’urgence. Des voies d’amé-lioration ont été mises en lumière pour plusieurs GRT.

La plate-forme d’études Convergence est l’outil de référence pour effectuer les études électrotechniques de la préparation à la conduite, du temps réel au J+2, tant à RTE qu’à CORESO. La disponibilité globale des serveurs Convergence a été de 99,94 % (99,96 % en 2014). 2 ESS A avec impact prolongé sur les études ont été enregistrés en cours d’année. Un plan d’actions ambitieux de consolida-tion SI et d’amélioration de la performance et de la fiabilité de Convergence a été validé sur 2 ans (2015-2016), du fait de la criticité de la plateforme au regard de la sûreté, et des enjeux toujours croissants associés à cette dernière pour l’ensemble des métiers, dans un contexte énergétique en constante évolution.

Le système IPES est utilisé pour les études court terme du temps réel au J+1, et en conduite ; il fournit les esti-mations du réalisé de la production éolienne et photovol-taïque, ainsi que la prévision de ces productions. Fin 2015, la puissance totale des ENR avec prévisions, et en partie observable grâce à IPES, dépasse les 16 GW. L’outil a par ailleurs été adapté en cours d’année pour permettre la mise en œuvre de SIDRE. Pour faire face à la volumétrie croissante des données ENR, RTE a engagé en 2015 une réflexion sur la pérennisation ou la refonte de l’outil IPES.

Par ailleurs, des projets sont déjà engagés afin d’améliorer les échanges de données avec les GRD et les producteurs raccordés en HTA, essentiels à l’amélioration de la prise en compte des incertitudes pour une meilleure efficacité de gestion et la maîtrise de la sûreté du système.

4.2 Télécoms et SI

Le référentiel « Maîtrise des Risques » élargi aux télécoms.

La sûreté d’exploitation du système électrique est étroi-tement liée au bon fonctionnement des réseaux de télé- communication de sécurité d’une part, au SI d’autre part.

Pour consolider l’osmose entre exploitation du réseau télécom et exploitation du réseau électrique, le réfé-rentiel de RTE « Maîtrise des Risques en Exploitation » a été complété en 2015 par une note d’application télécom, dont l’objectif est de définir un cadre d’acceptabilité des risques liés aux aléas sur le réseau de télécommunication.

Le réseau optique ROSE, infrastructure dont RTE est propriétaire et exploitant, s’adapte chaque année aux évolutions du réseau électrique et des applications de conduite. En 2015, on retiendra la création d’une liaison ROSE avec Elia, le GRT Belge, d’une liaison avec Transnet BW via Amprion, GRT allemands, dans le cadre de la mise en place de l’application IGCC destinée à mutualiser les actions du RSFP. L’année a aussi été marquée par un incident sur le réseau ROSE des zones de Toulouse et Lyon, qui a fait l’objet d’un ESS A.Pour ce qui est du système téléphonique de sécurité, son exploitation sur l’année a été ponctuée de 8 ESS 0.

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En préparation à la parution mi-2016 du futur arrêté secto-riel du domaine énergie de la Loi de Programmation Mili-taire, RTE a démarré une étude pour la mise en conformité du SI industriel aux exigences de la loi.

Sur le plan curatif, RTE a élaboré en 2015 les principes de reprise du SI Corporate en cas de sinistre majeur, qui précisent l’ordre et les modalités de remise en ser-vice des applications critiques. Ce PRA (Plan de Reprise d’Activité) fait écho aux PCA (Plan de Continuité d’Activité) établis par les métiers. Il sera complété en 2016 et renforcé par la mise en place de règles de tests, afin de maîtriser sa robustesse.

Vers une coordination renforcée dans la conduite des réseaux RPT et RPD.

Outre les avancées sur le réactif avec les distributeurs, RTE et Enedis (ex-ERDF) ont défini en 2015 le périmètre des échanges bilatéraux de données techniques à mettre en place dans les prochaines années. En effet, avec un RPD à la fois plus contraint et plus pilotable du fait du développement de la production décentralisée et des projets Smart grids, les échanges d’informations RPT/RPD deviennent indispensables pour maîtriser l’exploitation future des deux réseaux. Outre les travaux menés avec Enedis, les expérimentations menées avec les GRD sur la gestion des tensions hautes ont montré tout l’inté-rêt de ces échanges, et l’élargissement efficace qu’ils apportent aux leviers de la conduite. La poursuite des travaux s’effectuera dans le cadre d’une démarche commune structurée en GT thématiques qui s’appuieront sur les expérimentations régionales déjà engagées entre RTE et Enedis (ex-ERDF) (Smart Grid Vendée, bouclages HTA et écarts angulaires en Midi-Pyrénées…).

Des dispositifs de modération et d'effacement de la consommation de plus en plus nombreux.

Dans sa recherche de leviers pour alléger les situations très tendues d’exploitation par contribution de la demande, RTE a maintenu le dispositif d’effacement volontaire Ecowatt sur les régions fortement importatrices, à savoir la Bretagne et

la région PACA. Ce dispositif s’inscrit en complément des filets de sécurité en place ou à venir pour ces deux régions.Depuis le 1er novembre 2014, RTE gère le signal Tempo et le relaie sur éCO2mix afin de permettre à tous les fournisseurs de proposer leurs offres d’effacement.

Pour la seconde année, le dispositif « NEBEF » (Notification d’Échange de Blocs d’Effacements) a permis aux acteurs de valoriser des effacements directement sur le marché. Les acteurs notifient à RTE les effacements qu’ils activeront le lendemain, et ont la possibilité de redéclarer un programme en infra-journalier.Fin 2015, 18 acteurs avaient contractualisé avec RTE pour participer à ce mécanisme.

Il convient de souligner que pour exploiter au mieux le gisement de flexibilité du système français, tous les mé-canismes de marché en France sont désormais ouverts aux effacements : le mécanisme d’ajustement, les SSY fréquence, NEBEF et le marché de l’énergie. Le futur mé-canisme de capacité sera lui aussi ouvert aux effacements. La phase de certification des moyens de production et d’effacement d’électricité dans le cadre du mécanisme de capacité a démarré le 1er avril 2015. En rémunérant la disponibilité des moyens de production et d’effacement, le mécanisme de capacité devrait assurer la sécurité d’approvisionnement à long terme de la France, notam-ment pendant les pointes de consommation d’électricité.

5. Nouveaux leviers pour l’exploitation

éCO2mix, une application citoyenne pour tout savoir sur l’électricité

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En 2015, le montant total des investissements de RTE au périmètre régulé par la CRE s’est élevé à 1 402 M€. Les principaux investissements ont porté sur le projet de reconstruction de l’axe 400 kV entre Charleville et Reims, le début des travaux de construction de l’interconnexion à courant continu entre la France et l’Italie, l’achèvement des travaux de construction de l’interconnexion HVDC entre la France et l’Espagne, les travaux de remplacement des conducteurs sur l’axe 400 kV Montélimar-Lyon pour sécuriser les flux. Près de 30 % des investissements sur les ouvrages de réseau ont concerné du renouvellement permettant d’assurer le maintien de la qualité de service et de la sûreté.

Le bilan prévisionnel 2015 présente une amélioration de la situation de l’équilibre offre-demande par rapport à celui de 2014. Les marges de production sont estimées globalement suffisantes jusqu’en 2020 du fait de la conjonc-tion de plusieurs éléments favorables sur la production, dont le développement des renouvelables et la mise en service à partir de 2017 du mécanisme de capacité.Toutefois, ces estimations sont réactualisées dans le Bilan Prévisionnel 2016, avec un niveau d'approvisionnement électrique pour la période 2016-2021, influencé par les conditions de mise en œuvre du mécanisme de capacité français et par le prix de la tonne de CO2 émise, qui aura un impact sur l'avenir des unités de production thermique classique.

Tous les scénarios de consommation étudiés pour l’éta-blissement du bilan tiennent compte des effets conjonctu-rels et des mesures d’efficacité énergétique qui limitent la croissance de la consommation. Ces dernières pourraient même, si elles sont appliquées de façon renforcée, contri-buer à augmenter les marges pour les prochains hivers. Comme chaque année, les grandes tendances du bilan prévisionnel 2015 seront remises à jour à l’été 2016.

RTE a publié la cinquième édition du schéma décennal de développement du réseau, élaboré annuellement.Ce schéma répertorie les projets de développement de réseau que RTE propose de réaliser et de mettre en service dans les trois ans. Il présente également les principales infrastructures de transport d’électricité à envisager dans les dix ans à venir. Au-delà, il esquisse les besoins possibles d’adaptation du réseau pour répondre à différents scéna-rios de transition énergétique.

Ce schéma s’appuie sur les analyses à moyen et long termes d’évolution de la consommation et du mix éner- gétique en France et en Europe, issues du bilan prévi- sionnel. Il embarque les objectifs des schémas régionaux climat air énergie approuvés et les schémas régionaux de raccordement des ENR qui en découlent. Au-delà des solutions classiques de développement de réseau, la pré-paration du schéma décennal s’appuie également sur la mise en œuvre de solutions « smart » et l’optimisation des coûts associés. Il constitue, au niveau national, le complé-ment du TYNDP (Ten Year Network Development Plan) et des plans régionaux européens publiés par ENTSO-E, en offrant le « bouquet technologique » le plus pertinent pour rendre le service attendu.

Les principales infrastructures de transport d’électricité envisagées sur les dix années à venir répondent à cinq enjeux majeurs : fluidifier les transits et faciliter les secours mutuels entre pays voisins ; fluidifier les transits entre régions françaises ; accompagner l’évolution de la consom-mation d’électricité des territoires ; accueillir les moyens de production d’électricité ; assurer la sûreté de fonction-nement du système électrique.

6. Structure du système et règles de conception

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RTE a mis en place en 2012 une démarche « Amélioration de la Performance par le Geste Professionnel » (APGP) avec l’objectif d’enregistrer et analyser les incidents ou « presque-incidents » Facteurs Humains (FH) dans tous les métiers. Cette démarche et son portage managérial ont été appuyés par la parution fin 2013 d’un guide d’analyse FH et d’une charte de confiance intitulée « La transparence pour le progrès », visant à faciliter l’adhésion sereine des sala-riés à cette démarche d’auto-déclaration. Après les efforts de sensibilisation, de formation et d’organisation déployés en régions durant l’année 2014, les bilans régionaux 2015 reflètent une bonne appropriation de la démarche : nette augmentation des fiches APGP par rapport à 2014, élargissement du périmètre des déclarants. Un séminaire FH national a eu lieu en mars 2015 à Nancy. Il a permis de faire un REX des actions entreprises et de préparer le renforcement de la démarche dans le futur.

De nouvelles formations des opérateurs adaptées aux nombreuses évolutions de l’année

Outre les formations annuelles de maintien en compé-tences des chargés de conduite, de nombreux projets et évolutions de doctrines ont nécessité des formations spécifiques pour l’Exploitation : ECCT, SISTER, SIDRE avec partage des spécificités des réseaux de la même bulle, HVDC France-Espagne, évolution de la directive maîtrise des risques, évolutions du CORT et du CCRT, mise en service du nouvel automate ADN.

En 2015, un forum Producteur a été organisé à Nantes par le Service Commercial en présence des sites de produc-tion d’EDF et de la cellule Contrôle de Performance. Des contacts individuels avec les producteurs ont eu lieu par ailleurs, afin d’analyser les écarts qui ont été constatés au niveau de leurs performances, leurs causes et les remèdes envisagés pour les résorber. Ces échanges ont égale-ment permis de faire le point sur les nouveaux régulateurs que les producteurs auraient éventuellement installés sur leurs groupes. Ils sont, chaque année, l’occasion pour RTE d’effectuer un lien entre performances des sites de produc-tion et sûreté de fonctionnement, et un moyen privilégié de diffusion et de maintien de la culture sûreté.

De nombreux exercices de crise à l’échelle nationale et dans les régions.

Enfin, l’année 2015 a été riche en exercices de gestion de crise très divers ; plusieurs d’entre eux ont permis de tester la coordination inter-régionale et nationale, ainsi qu’avec des acteurs extérieurs à l’entreprise. Plusieurs exercices ont permis de tester les Plans de Continuité et Reprise d’Activités pour la téléconduite, en régions et au CNES. Un exercice de crise national ORTEC, avant l’hiver, a sensibilisé les équipes de RTE et celles des ACR d’Enedis (ex-ERDF) à la mise en service de l’automate ADN.

7. Contribution à la sûreté des moyens humains et des organisations

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8. Évolution des référentiels et des règles de contractualisation

Vers un marché européen de l’électricité plus apte à capter les gisements de flexibilité de tous ses acteurs.

La Commission Européenne a lancé en juillet 2015 une consultation publique sur une nouvelle architecture du marché européen de l’électricité. Cette évolution est nécessaire pour améliorer le fonctionnement du mar-ché intérieur de l’électricité mis en place depuis l’adoption du 3e paquet, qui présente aujourd’hui des limites du fait de l’évolution du secteur électrique : développement des moyens de production renouvelable répartie au détri-ment de la production centralisée, rôle actif des consom-mateurs dans tous les segments de marché, émergence de nouvelles technologies (stockage, Smart grids, smart metering). L’objectif recherché est de construire un mar-ché plus fluide, ouvert à tous les acteurs afin de capter les gisements de flexibilité, qu’ils soient concentrés ou diffus, chez les consommateurs, les clients industriels, les fournis-seurs de services, les producteurs conventionnels et renou-velables.

En janvier 2015, la ministre de l’Écologie, du Dévelop-pement Durable et de l’Énergie a publié au Journal Officiel l’arrêté approuvant les règles du mécanisme de capacité proposées par RTE. Ce dispositif participe à la sécurisation de l’alimentation électrique, notamment lors des périodes de forte consommation. Chaque four-nisseur d’électricité est tenu de disposer d’un montant de « garanties de capacité » en accord avec la consommation électrique de ses clients.

Vers plus de contrôle de conformité des installations de production et des fournisseurs d'effacement.

RTE a mis à jour et publié plusieurs articles dans la DTR (Documentation Technique de Référence). Pour ce qui concerne la sûreté, il s’agit essentiellement du chapitre 5 relatif à la vérification de conformité des installations, avec l’objectif qu’à terme :

w les performances de toutes les installations de production, nouvelles ou anciennes, soient consignées dans la convention de raccordement et tiennent lieu d’engagement,

w que chaque producteur raccordé au RPT, puisse attester via le rapport périodique de contrôle des performances, le maintien ou les écarts dans le temps des performances de son installation, telles que déclarées dans la convention de raccordement.

Concernant le référentiel inter-GRT, une nouvelle version de la Policy 5 « Emergency Operations » a été approuvée et publiée en septembre 2015 ; cette approbation intègre une demande de mise à jour des exigences relatives au plan de délestage fréquence-métrique. En 2015, RTE a auto-évalué sa conformité à la Policy 5 (Exploitation en régime incidentel) et s’est déclaré conforme à l’ensemble des standards. La Policy 8 avait fait l’objet d’une auto- évaluation par RTE en 2014, qui avait permis de détecter des insuffisances dans les partages d’expérience entre les dispatcheurs Français et Suisses. La participation en 2015 à des exercices communs d’entraînement avec Swissgrid et d’autres GRT voisins a permis de se remettre en confor-mité, ce qui a été démontré lors de l’audit sur site de RTE, mené par ENTSO-E en septembre 2015.

Définition d'actions pour maîtriser le risque de déclenchement massif de production renouvelable.

L’étude sur le comportement des onduleurs assurant le raccordement de la production photovoltaïque a conclu que les onduleurs testés, représentatifs des modèles majoritairement installés en France, se déconnectent en moins de 200 ms, comme exigé par la norme dans la DTR d’Enedis (ex-ERDF) : ces résultats confirment le risque d’un déclenchement massif et rapide de production PV, sur dépassement du seuil de 50,2 Hz. Dans des situations spécifiques, il existe donc un risque avéré pour la sûreté du système électrique. Il est donc essentiel de définir des actions efficaces et économiquement viables à mettre en place pour préserver la sûreté du système, en tenant compte des nombreux paramètres contribuant à la durée d’exposition au risque dans le temps. Des chiffrages pré-cis, associés à des propositions d’actions sont attendus au dernier trimestre 2016. Pour ce qui concerne la sous-fréquence, une première estimation des coûts et priorités a été réalisée par Enedis (ex-ERDF). Un plan de financement de ces modifications et leur cadre juridique sont en cours d’élaboration pour proposition aux pouvoirs publics au second trimestre 2016.

Le nouveau contrat des réserves rapides et complémen-taires (RR-RC), mobilisables via le mécanisme d’ajustement, prévoit des dispositions permettant de s’assurer du respect des engagements en temps réel. Désormais, l’agrément des capacités éligibles à l’appel d’offres est accordé après une campagne de tests Le maintien de l’agrément, quant

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à lui, est conditionné au résultat de tests périodiques, mis en place pour s’assurer que la capacité souscrite est dispo-nible dans la durée. D’autre part, toutes les flexibilités re-tenues au titre de l’appel d’offres doivent être observables en temps réel. Pour la période avril 2015 – mars 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.

Entrée en vigueur du code réseau européen CACM en juillet.

Le code CACM « Capacity Allocation and Congestion Management » relatif aux règles d’accès aux interconnexions a été publié au Journal Officiel de l’Union Européenne le 25 juillet. Premier code réseau à entrer en vigueur, il signe une étape majeure vers l’harmonisation des méthodes de calcul et d’allocation des capacités d’échanges aux interconnexions à la maille européenne, et de gestion des congestions sur les marchés journalier et infra-journalier. Il prévoit, d’ici fin 2017, l’extension de l’application de la méthode Flow Based (déjà en place en journalier sur la zone CWE depuis mai 2015) à l’ensemble des interconnexions européennes. Pour RTE, ce code implique le déploiement de la méthode FB sur toutes les frontières françaises.

La mise en application des codes RfG, DCC et HVDC est attendue au premier semestre 2016. Durant l’année 2015, des concertations nationales ont été conduites pour préparer le terrain auprès de l’ensemble des acteurs, et anticiper la mise en œuvre pratique de ces codes.

La quatrième édition du TYNDP (Ten-Year Network Deve-lopment Plan) sera publiée en décembre 2016. Cet outil est essentiel pour partager au niveau européen la vision de l’ensemble des développements de réseau à réaliser à long terme pour disposer dans le futur d’un système électrique européen sûr, et permettant d’optimiser l’utili-sation des sources de production. En conformité avec la régulation 347/2013 du Parlement Européen qui modifie le cadre réglementaire du développement des infrastruc-tures pour les échanges d’énergie trans-européens, les projets de développement du réseau européen présen-tés dans le TYNDP font désormais l’objet de la démarche unifiée « Cost Benefit Analysis » (CBA). La méthode utili-sée pour l’édition 2014 et la préparation de l’édition 2016 a fait l’objet d’un REX qui a conduit à élaborer une version améliorée « CBA-2 » soumise à consultation jusqu’à fin mai 2016. Cette nouvelle méthode sera mise en œuvre pour la préparation du plan 2018.

Gérer au mieux le potentiel des interconnexions suppose d’exploiter de manière coordonnée nos infrastructures avec les autres GRT en Europe. C’est ce que permet le centre de coordination régionale CORESO, en offrant aux GRT partenaires une vision élargie du réseau électrique au-delà des frontières pour l’économie et la sûreté de chacun. Au sein d’un marché européen de l’électricité, où les échanges aux frontières sont déterminants et où les énergies renouvelables sont en plein essor, les services de CORESO se sont fortement développés depuis sa création. À compter du 19 novembre 2015, REN, le GRT Portugais, est devenu le sixième partenaire, aux côtés d’Elia, RTE, TERNA, 50 Hz et NG.De façon plus globale, la plus-value apportée par les centres de coordination régionaux est désormais bien acquise et s’élargit au fil du temps, avec un renforcement des axes de coopération des différents centres au profit de la sûreté d’ensemble du système européen. Dans la continuité du « Policy paper » de novembre 2014 visant à renforcer la sûreté d’exploitation du système inter-connecté européen en généralisant l’organisation en RSCI (Regional Security Cooperation Initiative), les GRT ont élaboré et signé, en décembre 2015, un MLA (Multi Lateral Agreement) stipulant l’obligation pour chaque GRT d’appartenir à au moins un centre RSCI, et de contribuer aux cinq fonctions de coordination de ceux-ci.

Les évolutions des contrats au cours des dernières années 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, essentielle à la sûreté, et matérialisée par le contrôle strict des performances et le processus de renouvellement des agréments. Ces contrôles concernent désormais tous les producteurs et tous les clients industriels fournisseurs d’effacement.

9. La sûreté au-delà de RTE

Supervision à CORESO

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Comme les années passées, la coopération avec les GRT européens s’est traduite par des échanges et formations communes, mais aussi par la mise en conduite de la liaison HVDC qui a conduit à des échanges renforcés avec REE. Un contrat de « cross-border » redispatching a été signé avec les GRT allemands Amprion et Transnet BW.

Dans la continuité des formations internationales démar-rées en 2014, les opérateurs de RTE ont participé à des formations temps réel, au côté des opérateurs autrichiens, allemands, suisses, belges, néerlandais et italiens. Ces for-mations sont centrées sur la gestion coordonnée dans des situations d’urgence nécessitant de reconstruire le réseau au niveau national et européen, dans des scénarios de forte production ENR et d’application du futur code LFCR. Plusieurs workshops ont permis d’enrichir ces échanges sur diverses thématiques : procédures téléphoniques de consignation utilisées entre GRT français, suisses et allemands ; implantation et exploitation des transforma-teurs déphaseurs ; gestion des énergies renouvelables ; bilan sur l’application des procédures AGSOM (Agreement on Grid and System Operation Management) mises en place en 2014 avec Swissgrid.

En matière de R&D et de grands projets européens dans lesquels RTE est impliqué, on peut retenir pour l’année 2015, dans les diverses thématiques :

w Réseaux à courant continu : en 2015, dans le cadre du projet européen BEST PATHS, les scénarios de test de l’interopérabilité des convertisseurs de différents constructeurs ont été définis. Parallèlement, dans le pro-longement du projet « TWENTIES », des travaux sur la protection contre les courts-circuits d’un réseau complexe et étendu à courant continu sont en cours. Un contrat de collaboration a été engagé avec plusieurs partenaires universitaires pour le développement d’un prototype de transformateur DC/DC.

w Simulateur temps réel SMARTe : en 2015, parallèlement à la mise en service de la liaison HVDC France-Espagne, RTE a réceptionné 2 répliques du Contrôle Commande des stations HVDC (SIEMENS). Ces installations per-mettent aujourd’hui de réaliser des études en lien avec l’exploitation, et notamment le CNES, mais également d’appuyer les équipes de maintenance intervenant sur le

site de Baixas. La plateforme contribue ainsi à garantir la bonne insertion des équipements à base d’électronique de puissance sur le réseau.

w Outils de simulation des phénomènes de vieillisse-ment des composants et d’optimisation des scénarios de gestion des actifs (projet SmartLab) : sur la base du prototype réalisé en 2015, un partenariat a été signé en fin d’année avec une PME pour développer l’outil MONA (Management Optimizer of Network Assets). Cet outil de simulation globale des stratégies de gestion des actifs à fin d’optimisation viendra combler l’absence sur le marché d’outils « stratégiques » d’aide à la décision.

w Projet GARPUR : au cours de l’année, un critère de sûre-té probabiliste, alternatif à la règle du N-1, a été formulé de façon théorique. L’analyse de l’implémentation de ces concepts académiques dans les processus opérationnels des GRT a conduit à s’interroger sur les nouveaux besoins en termes de données et de modèles.

w Projet APOGEE : ce projet de R&D sur les systèmes de conduite du futur a été engagé en avril 2015. D’une durée de quatre ans, les axes prioritaires du projet portent sur l’hyper-vision du système et l’automatisation de certaines actions. L’objectif est de permettre à l’opérateur de concentrer son temps sur l’analyse et la préparation à la conduite, en lui faisant bénéficier des avancées méthodologiques et technologiques.

w Exploitation du futur et insertion des énergies renou-velables dans le réseau : avec l’intégration de multiples onduleurs et stations de conversion pour le raccordement des énergies renouvelables et le développement des liaisons à courant continu, la commandabilité du réseau européen va subir des évolutions significatives au cours des prochaines décennies. Pour s’y préparer, la proposi-tion du projet Migrate sur le fonctionnement du système électrique avec une forte intégration d’équipements à base d’électronique de puissance a été remise à la Commission Européenne en mai 2015.

w Codes de simulation et plateformes d’études de réseau : le rapport final du projet iTesla est disponible au 1er trimestre 2016, après test sur le réseau européen des modules développés en cours de projet. 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 exploi-tation, en tenant compte des possibilités de parades curatives et des phénomènes dynamiques. À terme, une telle approche pourrait se substituer à la traditionnelle règle du N-1. Des expérimentations seront conduites à la maille régionale et nationale ainsi qu’avec CORESO, en complément d’une première expérimentation réalisée sur le réseau Sud-Est.

La plateforme SMARTe permet de réaliser des études détaillées en répliquant le comportement des appareils installés sur le réseau

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La Mission Audit Sûreté réalise régulièrement des audits approfondis destinés à s’assurer de la maîtrise de la sûreté du système sous différents angles.

Trois audits ont été réalisés en 2015 sur les thèmes :w la politique de gestion des actifs dans les postes au

regard de la sûreté du système électrique ;w les marges d’exploitation et leur impact sur la gestion

de la fréquence ;w organisation de RTE et sûreté de fonctionnement.

Les plans d’actions relatifs à chacun de ces audits sont en cours d’exécution, pour une durée de 2 ans.

10. Audits sûreté

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Conclusion

Un niveau de maîtrise satisfaisant de l'exploitation en sûreté par RTE.

Les résultats obtenus en 2015 témoignent d’un niveau de maîtrise globalement satisfaisant de l’exploitation en sûreté par RTE, dans un contexte favorable (hiver doux, consommation plutôt stable, disponibilité des moyens de production et des matériels réseau…). Deux épisodes météorologiques, l’épisode caniculaire de fin juin et la tem-pête de septembre ont néanmoins conduit à enregistrer 2 ESS B. Par ailleurs, les hivers doux des trois dernières années ne doivent pas occulter le risque de rencontrer, dans les prochaines années, des conditions d’exploitation plus tendues, en cas de grand froid lors des hivers à venir. Ces résultats satisfaisants sont le fruit de travaux engagés en interne et avec nos partenaires, depuis de nombreuses années. Ils soulignent que la sûreté du système se construit jour après jour, en s’appuyant sur des actions correctives, mais surtout des actions planifiées et soutenues dans la durée, dans un périmètre très vaste et impliquant de multiples métiers.

Ce document a présenté les nombreux chantiers en cours qui préparent la sûreté de demain, tout en contribuant à l’intégration des marchés européens, au développement des initiatives régionales, à l’accroissement de la perfor-mance technique et économique du système électrique interconnecté. Outre la disponibilité et la fiabilité des outils et matériels, la sûreté de demain passe en effet par da-vantage de coordination européenne, davantage de flexi-bilité à capter par des mécanismes appropriés, davantage d’acteurs aptes à offrir des services, notamment les consommateurs, une exploitation du système plus proche de ses limites physiques, avec comme corollaire, davantage de décisions proches du temps réel, et donc davantage de surveillance et contrôle de la part de RTE.

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 et un engagement dans la durée pour assurer la sûreté de demain.

On peut notamment retenir :

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

w renforcer dans le cadre du projet SISTER/ECCT, la mise en place d’aide aux opérateurs,

w consolider et adapter les outils du domaine EOD aux exigences de demain, notamment à celles du code « Electricity Balancing »,

w de façon élargie, anticiper l’entrée en vigueur de l’ensemble des grids codes européens dans nos outils et méthodes,

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

w élargir le panel des acteurs de marché pour accroître l’efficacité économique et la flexibilité dans la gestion de l’EOD court terme (effacements, SSY fréquence dissymétrique, stockage…),

w 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,

w évaluer l’efficacité des actions de maintenance/renou-vellement entreprises pour limiter le dysfonctionne-ments de matériels sensibles pour la sûreté (organes de coupure, protections différentielles de barres, tranformateurs de mesure…),

w progresser au niveau français et européen sur la compréhension et la maîtrise des écarts de fréquence, travailler sur leur anticipation,

w élaborer, au niveau français, comme au niveau euro-péen, des actions efficaces pour réduire les risques de déclenchement massif de production répartie,

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

w garantir la capacité d’échange de données entre les plateformes temps réel de tous les acteurs de la sûreté via un hub numérique.

Toutes ces actions contribueront à consolider, dans la durée, la sûreté d’exploitation du système,mission fondamentale de RTE, au bénéfice de tous ses clients.

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SYNTHÈSEBILAN SÛRETÉ 2015 21


Glossairethématique

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Identifiant Page Concept

Sûreté de fonctionnement

du système électrique

5 La sûreté du système est définie comme l’aptitude à :

w assurer le fonctionnement normal du système électrique ;

w limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents ;

w 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.

Événements Système

Significatifs (ESS)

5 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 :

w une entrée enregistre l’occurrence d’événements élémentaires concrets affectant une fonction d’exploitation dans un certain nombre de domaines (réseau de transport, production, exploitation du système, moyens de conduite, distribution) ;

w une entrée marque le niveau de dégradation du fonctionnement du système.

ENTSO-E 5 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 GRT 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 GRT 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

Réglages primaire et secondaire de

la fréquence

5 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’inter-connexion 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.

À sa suite, le réglage secondaire du partenaire à l’origine de la perturbation annule de façon automa-tique 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.

Flow-based 6 Méthode d’allocation optimale des capacités d’échanges avec les GRT voisins permettant de fluidifier les échanges tout en maintenant le réseau dans des conditions de sécurité satisfaisantes. Cette méthode permet d’optimiser les capacités mises à disposition des acteurs en prenant en compte les besoins d’échanges sur toutes les frontières de la zone couverte au moment de l’allocation. Elle permet d’exploiter au mieux l’interdépendance des capacités aux frontières en évitant des saturations pénalisantes pour le marché.

Glossaire thématique

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Identifiant Page Concept

Mécanismed’Ajustement

(MA)

7 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 son besoin.

Des dispositions prévoient les cas d’insuffisance :

w à échéance supérieure à 8 h, RTE sollicite par un message d’alerte des offres complémentaires ;

w en deçà de 8 h, 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.

Marges d’exploitation et règles de sûreté

9 Les règles de sûreté prescrivent :

w une marge minimale mobilisable en moins de quinze minutes supérieure à 1 500 MW ; elle est dimensionnée pour permettre de compenser à tout instant la perte du plus gros groupe couplé ;

w 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 ».

Systèmes deTélécommunication

de Sécurité

13 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 informa-tions (voix, données) nécessaires à la téléconduite.

Ces systèmes assurent les fonctions suivantes :

w la transmission (« niveau bas ») des données de téléconduite de tous les Postes Asservis (PA) – et d’un nombre limité de conversations téléphoniques entre postes de grand transport – et Groupe-ments de Postes ;

w la transmission (« niveau haut ») des données de téléconduite et des conversations téléphoniques entre Groupement de Postes et dispatching ;

w la transmission des données de téléconduite et des conversations téléphoniques entre centrales de production et dispatching ;

w la transmission des données de téléconduite et des conversations téléphoniques entre centres de conduite du réseau de distribution et dispatching.

Organisation de crise

15 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 Uni-tés 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.

Contrôle de performance des installations

de production

15 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 condi-tions 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).

Glossaire thématique

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Glossairesyntaxique

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Glossaire syntaxique

ACERACR

ADEeFADN

AGSOMALPIQ

AMPRIONAPGP

EASETR

CACMCCG

CCRTCE

CNERCNES

CMCNPE

CORESOCORT

CRECSEACSPR

CURTECWEDCC

DGECDMODTR

ECCTELD

ENTSO-EELIAEODESSFEE

GRDGRTHDP

HVDCICSIFAIFO

IGCCIMAPINESS

IPESIST

LAD

Agency for Cooperation of Energy RegulationAgence de Conduite RégionaleAssociation des Distributeurs d’Energie en FranceAutomate de Défense NordAgreement on Grid and System Operation ManagementEnergéticien suisseGRT allemandAmélioration de la Performance par le Geste ProfessionnelENTSO-E Awareness SystemEstimation Temps RéelCapacity Allocation and Congestion ManagementCycle Combiné GazCode de Conduite des Réseaux de TransportCentre d’ExploitationCentre National d’Expertise RéseauxCentre National d’Exploitation SystèmeCombiné de mesureCentre Nucléaire de Production ElectriqueCO-oRdination of Electricity System OperatorsCode Opérationnel du Réseau de TélécommunicationsCommission de Régulation de l’EnergieComité de Surveillance Economique et des AuditsCompensateur Statique de Puissance RéactiveComité des Utilisateurs du Réseau de Transport d’ElectricitéCentral Western EuropeDemand Connection CodeDirection Générale de l’Energie et du ClimatDélai de Mise en ŒuvreDocumentation Technique de RéférenceEtudes Coordonnées Court TermeEntreprise Locale de DistributionEuropean Network of Transmission System Operators for ElectricityGRT BelgeEquilibre Offre DemandeEvénément Système SignificatifFrance Energie EolienneGestionnaire de Réseau de DistributionGestionnaire de Réseau de TransportHaute Densité de ProductionHigh Voltage Direct Current linkIncident Classification ScaleInterconnexion France-AngleterreIndisponibilité Fortuite OuvrageInternational 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 Défaut

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LFCRLPMMA

MLANEBEF

NGNGETNGICNTC

ORTECPCAPRA

PSEMRC

REERfG

RGCEROSERMS

RRRSFPRST

RSTNRPDRPT

RSCISAS

SIDRE SISTER

SNCSPDSRCSRJSSCSSY

STATNETTSTS

SWISSGRIDS3REnR

TCDTCE

TCMTCT

TENNET-NLTERNA

Transnet BWTSCTSO

TURPETYNDP

Load Frequency Control and RegulationLoi de Programmation MilitaireMécanisme d’AjustementMulti-Lateral AgreementNotification d’Echange de Blocs d’EffacementNational Grid, GRT AnglaisNational Grid Electricity TransmissionNational Grid Interconnectors LimitedNet Transfer CapacityOrganisation de RTE en crisePlan de Continuité d’ActivitéPlan de Reprise d’ActivitéPoste Sous Enveloppe MétalliqueRéserve complémentaire (MA)GRT EspagnolRequirements for GeneratorsRegional Group for Continental EuropeRéseau Optique de SEcuritéRéseau Multi-ServicesRéserve 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 Synthèse d’Information et STockage de données pour l’Exploitation du système électRiqueSystème National de ConduiteSystem Protection and DynamicsSystème Régional de ConduiteSituations de Réseau JournalièresSecurity Service CenterServices SystèmeGRT 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

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Direction Audits et RisquesMission Audit Sûreté1, terrasse Bellini TSA 4100092919 La Défense Cedex

rte-france.com

RTE 2015

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Documents

Bilan sûreté 2015