Rapport sur les coefficients Cfilière et CAL

du Mécanisme de capacité

Septembre 2016

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SYNTHESE

Les règles du mécanisme de capacité, arrêtées au 22 janvier 2015, prévoient aux articles 6.1.4.4 et 6.1.5.4

la publication d’un rapport sur les coefficients CAL et Cfilière, entrant dans le calcul du niveau de capacité

certifié d’une entité de certification. L’objectif du présent rapport est de détailler la méthodologie de

calcul utilisée pour déterminer leurs valeurs, ainsi que de présenter les recommandations de RTE

relatives à l’évolution des règles, qui visent à un alignement de ces coefficients pour les années de

livraison pour lesquelles la certification n’a pas encore débuté.

Pour les installations éoliennes, solaires et hydrauliques fil de l’eau, la seule mesure de la disponibilité

sur les heures PP2 ne suffit pas à évaluer correctement leurs contributions à la réduction du risque de

défaillance, du fait de deux effets :

i. la corrélation entre le niveau de disponibilité du moyen et l’apparition de situation de

tension sur l’équilibre offre-demande ;

ii. l’existence d’un profil de disponibilité de ces installations au sein des heures PP2.

A l’inverse, les installations des filières commandables ne sont pas, au premier ordre, soumises à ces

deux effets.

Pour les installations des filières fatales (éolienne, solaire et hydraulique fil de l’eau), il est donc

nécessaire d’introduire un coefficient de contribution permettant de prendre en compte ces deux effets,

afin que le nombre de certificats qui leur est attribué reflète leur contribution effective à la réduction du

risque de défaillance.

La méthode d’évaluation de ce coefficient, décrite dans ce rapport, repose sur une évaluation de la

contribution réelle de ces installations à la réduction du risque de défaillance, à partir de simulations de

l’équilibre offre-demande conduisant à évaluer la puissance équivalente en moyens parfaits des

installations.

Dans les règles actuelles du mécanisme de capacité, ce coefficient de contribution n’a été que

partiellement introduit : il n’est en effet actuellement pris en compte que dans le cas d’une certification

normative, à travers le paramètre Cfilière. Il apparait pertinent que ce coefficient soit également pris en

compte dans le cas d’une certification basée sur le réalisé, à travers le paramètre CAL. C’est pourquoi,

RTE souhaite faire évoluer les règles pour conduire à un alignement des coefficients CAL sur les

coefficients Cfilières pour les installations des filières fatales.

Enfin, il pourrait être pertinent, à terme, d’intégrer dans la certification normative un abattement

supplémentaire pour refléter le fait que la certification normative induit un transfert de risque (par

rapport à la certification basée sur le réalisé) du détenteur de la capacité vers la collectivité, du fait de

l’absence d’ajustement du niveau de certificat effectif sur la disponibilité réelle pendant les périodes

PP2 de l’année de livraison. Des travaux complémentaires seront nécessaires sur ce point avant son

éventuelle introduction dans les règles du mécanisme de capacité.

Table des matières

TABLE DES MATIERES

Synthèse 3

Table des matières ................................................................................................................................. 4

1. Contexte et Objectifs du rapport ................................................................................... 5 1.1 Présentation du mécanisme de capacité Français ............................................................. 5 1.2 L’obligation de capacité ................................................................................................... 5 1.3 La certification .................................................................................................................. 6 1.4 Objectifs du rapport .......................................................................................................... 9

2. Certification et contribution à la réduction du risque de défaillance......................... 9

3. Mode de Calcul de la contribution à la réduction du risque de défaillance ............ 11 3.1 Principe de calcul de la contribution............................................................................... 11 3.2 Coefficients de contribution pour les années de livraison 2017-2020 ............................ 12

4. Prise en compte effective du coefficient de contribution dans les règles actuelles du

mécanisme de capacité ................................................................................................. 13

5. Proposition d’évolution des coefficients CAL .............................................................. 13

6. Pertinence d’un écart entre Cfilière et CAL reflétant la réduction de l’exposition au

risque lié à la méthode de certification normative ..................................................... 14

7. Conclusion ..................................................................................................................... 15

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1. CONTEXTE ET OBJECTIFS DU RAPPORT

1.1 Présentation du mécanisme de capacité Français

Le mécanisme de capacité, introduit dans le code de l’énergie par la Loi Nome du 7 décembre 2010,

vise à assurer la sécurité d’approvisionnement en électricité de la France. Ce dispositif, dont les règles

ont été approuvées par arrêté ministériel le 22 janvier 2015, prévoit que les acteurs obligés (fournisseurs

d’électricité, gestionnaires de réseau pour les pertes et consommateurs finals d’électricité), contribuent

à la sécurité d’alimentation, en faisant porter sur eux une obligation de capacité. Pour couvrir cette

obligation, calculée chaque année en fonction de la contribution de l’acteur (ou de ses clients) au risque

de défaillance, l’acteur devra acquérir des garanties de capacités.

Ces garanties de capacités sont allouées par RTE aux exploitants de capacité (de production ou

d’effacement), à l’issue d’un processus de certification. Le volume de garanties de capacité attribué

reflète la contribution de la capacité à la sécurité d’approvisionnement. Ces garanties peuvent ensuite

être valorisées auprès des acteurs obligés cherchant à couvrir leurs obligations de capacité. Pour chaque

année de livraison, la certification des capacités et l’échange des garanties peuvent débuter 4 années

avant l’année de livraison, notamment pour laisser le temps aux acteurs de réaliser des investissements

nécessaires à la sécurité d’approvisionnement en France.

1.2 L’obligation de capacité

L’obligation d’un acteur obligé est évaluée en fonction de sa contribution (ou celle de ses clients) au

risque de défaillance du système électrique. Du fait de la thermo-sensibilité du système électrique

français, les situations de tension sur l’équilibre offre-demande correspondent essentiellement aux

situations de vagues de froid. L’obligation de l’acteur obligé repose donc sur sa consommation

potentielle durant les périodes de vagues de froid. Pour chaque année de livraison, l’obligation d’un

acteur est calculée à partir :

i. de sa consommation réalisée sur les périodes de pointe PP1 (périodes signalées par RTE, de

sorte à intégrer les heures de plus forte consommation sur l’année de livraison) ;

ii. de son gradient de thermo-sensibilité, traduisant le lien entre la consommation de l’acteur

et la température ;

iii. d’un « coefficient de sécurité », qui permet d’assurer la cohérence de l’obligation de

capacité avec les capacités certifiées, et notamment de prendre en compte la contribution

des interconnexions à la sécurité d’approvisionnement en France, en abattant le montant de

l’obligation de capacité.

L’obligation de capacité est calculée avec des modalités adaptées aux différents types d’acteurs

concernés, sur la base du principe simplifié suivant :

𝑶𝒃𝒍𝒊𝒈𝒂𝒕𝒊𝒐𝒏 = 𝑪𝒐𝒆𝒇𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆𝒏𝒕 𝒅𝒆 𝒔é𝒄𝒖𝒓𝒊𝒕é × (𝑪𝒐𝒏𝒔𝒐𝒓é𝒂𝒍𝒊𝒔é𝒆 + 𝑮𝒓𝒂𝒅𝒊𝒆𝒏𝒕 × (𝑻𝒆𝒙𝒕− 𝑻𝒓é𝒂𝒍𝒊𝒔é𝒆))

Contexte et Objectifs du rapport

Paramètre Description

𝑪𝒐𝒆𝒇𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆𝒏𝒕 𝒅𝒆 𝒔é𝒄𝒖𝒓𝒊𝒕é Coefficient calculé par RTE pour chaque année de livraison et prenant

notamment en compte la contribution des interconnexions à la réduction

du risque de défaillance en France.

𝑪𝒐𝒏𝒔𝒐𝒓é𝒂𝒍𝒊𝒔é𝒆 Consommation réalisée de l’acteur obligé sur les périodes PP1 de l’année

de livraison.

𝑮𝒓𝒂𝒅𝒊𝒆𝒏𝒕 Gradient de thermo-sensibilité de l’acteur obligé (en MW/°C).

𝑻𝒓é𝒂𝒍𝒊𝒔é𝒆 Température réalisée sur les périodes PP1 de l’année de livraison.

𝑻𝒆𝒙𝒕 Température extrême de référence définie par RTE pour chaque année de

livraison.

1.3 La certification

Les exploitants de capacité ont l’obligation de faire certifier leurs capacités de production ou

d’effacement auprès de RTE. Par ce processus, chaque capacité se voit attribuer un montant de certificats

calculé en fonction de sa contribution à la réduction du risque de défaillance. Cette contribution est

calculée par RTE, en fonction des caractéristiques techniques de la capacité et de sa disponibilité durant

les périodes de pointe (heures PP2). Dans le mécanisme, deux régimes de certification coexistent :

i. Le régime générique, s’appliquant à toutes les capacités qui ne sont pas soumises au

régime dérogatoire, et imposant pour ces capacités une certification selon la méthode de

certification basée sur le réalisé.

ii. Le régime dérogatoire, s’appliquant aux capacités dont la source d’énergie primaire est

soumise à un aléa météorologique conférant un caractère fatal à la production (capacités

éoliennes, solaires et hydraulique fil de l’eau) et, permettant à l’exploitant de ce type de

capacité de choisir entre deux méthodes de certifications : la méthode de certification basée

sur le réalisé ou la méthode de certification normative.

1.3.1 Méthode de certification basée sur le réalisé

Dans le cas d’une certification selon la méthode basée sur le réalisé, chaque exploitant de capacité estime

et déclare à RTE, en amont de l’année de livraison, les niveaux des paramètres reflétant la disponibilité

et les éventuelles contraintes de stock de sa capacité. RTE détermine à partir de ces paramètres, le niveau

de capacité certifié (NCC) de l’installation selon la formule ci-dessous et lui attribue ce montant de

certificats de capacité :

𝑵𝑪𝑪 = 𝑷𝒅𝒊𝒔𝒑𝒐 𝒅é𝒄𝒍𝒂𝒓é𝒆[𝑷𝑷𝟐] ∗ 𝑲𝒉 ∗ 𝑲𝒋 ∗ 𝑪𝑨𝑳

Paramètre Description

𝑷𝒅𝒊𝒔𝒑𝒐 𝒅é𝒄𝒍𝒂𝒓é𝒆[𝑷𝑷𝟐] Puissance déclarée de l’installation pouvant être activée durant les heures

PP2, exprimée en MW.

𝑲𝒋

Paramètre reflétant l’influence des contraintes de stock journalières de

l’installation dans la contribution de celle-ci à la réduction du risque de

défaillance.

𝑲𝒉

Paramètre reflétant l’influence des contraintes de stock hebdomadaires de

l’installation dans la contribution de celle-ci à la réduction du risque de

défaillance.

𝑪𝑨𝑳

Paramètre permettant de prendre en compte les caractéristiques de

commandabilité ou contraintes techniques diverses dans la contribution de

l’installation à la réduction du risque de défaillance.

7

A l’issue de l’année de livraison, sur la base des caractéristiques constatées sur la période PP2 réalisée,

le niveau de capacité effectif (NCE) d’une installation certifiée selon la méthode de certification basée

sur le réalisé, est calculé par RTE selon la formule suivante :

𝑵𝑪𝑬 = 𝐂𝐀𝐋

𝟐 ∗ 𝒏𝒃𝑯𝒆𝒖𝒓𝒆𝒔𝑷𝑷𝟐(𝐀𝐋)× ∑ ∑ 𝑷𝒅𝒊𝒔𝒑𝒐 𝒆𝒇𝒇𝒆𝒄𝒕𝒊𝒗𝒆[𝒉, 𝑨𝑳]

𝒉∈𝑷𝒍𝒂𝒈𝒆𝑷𝑷(𝑨𝑳)

∗ 𝑲𝒋,𝒆𝒇𝒇𝒆𝒄𝒕𝒊𝒇[𝒋]

𝐣∈𝑷𝑷𝟐(𝐀𝐋)

∗ 𝑲𝒉,𝒆𝒇𝒇𝒆𝒄𝒕𝒊𝒇[𝒔(𝒋)]

Paramètre Description

𝑷𝒅𝒊𝒔𝒑𝒐 𝒆𝒇𝒇𝒆𝒄𝒕𝒊𝒗𝒆[𝒉] Puissance de l’installation effectivement disponible au pas demi-horaire h

et exprimée en MW.

𝑲𝒋,𝒆𝒇𝒇𝒆𝒄𝒕𝒊𝒇[𝒋] Contrainte de stock journalière effective le jour j.

𝑲𝒉,𝒆𝒇𝒇𝒆𝒄𝒕𝒊𝒇[𝒔(𝒋)] Contrainte de stock hebdomadaire effective la semaine du jour j.

𝒏𝒃𝑯𝒆𝒖𝒓𝒆𝒔𝑷𝑷𝟐 Nombre d’heures PP2 déclarées durant l’année de livraison.

𝑷𝒍𝒂𝒈𝒆𝑷𝑷 Plage demi-horaire retenue pour une journée signalée PP2 : [07h00 -

15h00] et [18h00 - 20h00].

A l’issue de l’année de livraison, le Responsable de Périmètre de Certification est soumis à un règlement

des écarts si la somme des niveaux de capacité effectifs des installations rattachées à son périmètre est

différente de la somme des niveaux de capacité certifiés des installations rattachées à son périmètre.

1.3.2 Méthode de certification normative

Une capacité dont la source d’énergie primaire est soumise à un aléa météorologique conférant un

caractère fatal à sa production est éligible au régime dérogatoire de certification. L’exploitant de cette

capacité peut choisir de faire certifier son installation selon la méthode de certification normative. Le

niveau de capacité certifié est alors calculé par RTE en fonction de la production historique (sur les 5

ou 10 dernières années) de l’installation et d’un coefficient reflétant la contribution de la filière à la

réduction du risque de défaillance :

𝑵𝑪𝑪 =𝑪𝒇𝒊𝒍𝒊è𝒓𝒆

∑ ∑ 𝒉𝒉∈𝑷𝑷𝟐𝑨𝑳−𝒊−𝟒,𝑨𝑳−𝒊−𝟒𝑵𝑬𝑫𝑪𝒊=𝟏

× ∑ ∑ ∑ 𝑷𝒓𝒐𝒅𝒖𝒄𝒕𝒊𝒃𝒍𝒆𝑬𝑫𝑪𝒉

𝒉∈𝑷𝑷𝟐𝑨𝑳−𝒊−𝟒

𝑵𝑬𝑫𝑪

𝒊=𝟏𝑪𝒂𝒑𝒂𝒄𝒊𝒕é𝒔∈𝑬𝑫𝑪

Paramètre Description

𝑷𝒓𝒐𝒅𝒖𝒄𝒕𝒊𝒃𝒍𝒆𝑬𝑫𝑪𝒉

Donnée de production, issue des installations de Comptage, au pas demi-

horaire h.

𝑵EDC

Nombre d’années d’historiques prises en compte :

Pour le solaire et éolien : NEDC = 5.

Pour l’hydraulique : NEDC = 10.

𝑪𝒇𝒊𝒍𝒊è𝒓𝒆 Paramètre reflétant la contribution de la filière à la réduction du risque de

défaillance.

𝑷𝑷𝟐𝑨𝑳−𝒋 Période de pointe PP2 de l’année AL-j

Contexte et Objectifs du rapport

A l’issue de l’année de livraison, le niveau de capacité effectif (NCE) d’une installation certifiée selon

la méthode de certification normative est calculé par RTE selon la formule suivante :

𝑵𝑪𝑬 = 𝑵𝑪𝑪 ∗ 𝑻𝑫𝑬

Paramètre Description

𝑵𝑪𝑪 Niveau de capacité certifié, faisant l’objet du Contrat de Certification.

𝑻𝑫𝑬

Taux de disponibilité effectif de la capacité pendant la Période de Pointe PP2 de l’année

de livraison. L’installation est considérée comme disponible sur un Pas de Demi Horaire

donné, si elle est en mesure de produire de l’électricité lorsque sa source d’énergie

primaire est présente. Il est calculé comme le rapport entre : le nombre d’Heures de

disponibilité de l’installation sur PP2, et le nombre d’Heures de PP2.

A l’issue de l’année de livraison, le responsable de périmètre de certification est soumis à un règlement

des écarts si la somme des niveaux de capacité effectifs des installations rattachées à son périmètre est

différente de la somme des niveaux de capacité certifiés des installations rattachées à son périmètre.

1.3.3 Comparaison des deux méthodes de certification

Le tableau ci-dessous résume les différences entre les deux régimes de certification.

Méthode basée sur le réalisé Méthode normative

Eligibilité Tous types de capacités

Uniquement les capacités

éoliennes, solaires et hydraulique

fil de l’eau n’appartenant pas à

une entité d’ajustement

Période de calcul du niveau

de capacité effectif

Heures PP2 de l’année de

livraison

Heures PP2 sur les 5 ou 10

années qui précédent la demande

de certification

Coefficient d’abattement CAL Cfilière

Impact de l’aléa

météorologique sur les

heures PP2 de l’année de

livraison (pour les filières

concernées)

Risque d’écart entre NCC et

NCE porté par l’exploitant de

capacité

Aucun impact pour l’exploitant

de capacité : le risque est

implicitement transféré à la

collectivité des acteurs du

mécanisme

Dans le cas d’une certification basée sur le réalisé, le niveau de capacité effectif repose sur la

disponibilité réalisée pendant les heures PP2 de l’année de livraison. Ainsi, pour les filières dont

l’énergie primaire est soumise à des aléas météorologiques, ces aléas font peser un risque pour

l’exploitant sur le niveau de capacité certifié, et donc un risque d’écart qui a un impact financier.

Dans le cas d’une certification normative, la composante météorologique du risque est neutralisée pour

l’exploitant de capacité.

9

1.4 Objectifs du rapport

Les règles du mécanisme de capacité prévoient, aux articles 6.1.4.4 et 6.1.5.4, que RTE publie un rapport

sur deux des paramètres du mécanisme intervenant dans le calcul du niveau de capacité certifié des

installations :

- le coefficient CAL pour les installations certifiées selon la méthode de certification basée sur le

réalisé ;

- le coefficient Cfilière pour les installations certifiées selon la méthode de certification

normative.

Le présent rapport précise le rôle de ces coefficients, ainsi que la méthodologie utilisée par RTE pour

déterminer leurs valeurs.

De plus, sur la base des explications apportées par ce rapport, RTE propose une évolution des Règles

du mécanisme de capacité visant à aligner la valeur des coefficients CAL sur les valeurs des coefficients

Cfilière pour les installations des filières fatales, afin que la certification de ces installations reflète leur

contribution réelle à la réduction du risque de défaillance, et ce quelle que soit la méthode de certification

retenue. Cet alignement ne concernera que les années de livraison pour lesquelles la certification n’a pas

encore démarré.

2. CERTIFICATION ET CONTRIBUTION A LA REDUCTION DU RISQUE DE

DEFAILLANCE

Afin de refléter sa juste contribution à la sécurité d’approvisionnement, le niveau de capacité certifié

d’une installation doit correspondre à sa contribution à la réduction du risque de défaillance du système

électrique. Un certificat de capacité de 1 MW correspond à une contribution à la réduction du risque de

défaillance identique à celle de 1 MW de moyen parfait, c'est-à-dire un moyen 100% disponible sur

l’année et sans contrainte de stock. La contribution réelle d’un moyen à la réduction du risque de

défaillance est conditionnée par (i) sa puissance disponible, et (ii) l’existence de contraintes de stock.

L’effet des contraintes de stock sur la contribution à la réduction du risque de défaillance est pris en

compte à travers des abattements fixés dans les règles du mécanisme de capacité et n’est pas traité dans

ce rapport.

L’effet de la disponibilité sur le niveau de contribution à la réduction du risque de défaillance est pris

en compte à travers la mesure de la disponibilité moyenne sur les heures PP2. Néanmoins, cette mesure

moyenne constitue une estimation approximative de la contribution à la réduction du risque de

défaillance pour les capacités dont la source d’énergie primaire est soumise à un aléa météorologique,

et ce, pour deux raisons :

i. Les aléas affectant la disponibilité de l’installation et les instants de tension du système

sont en partie corrélés

Pour une installation dont l’aléa de disponibilité est corrélé avec l’occurrence d’une situation de

défaillance du système, du fait de la corrélation avec les autres aléas dimensionnant la tension du système

ou du fait de sa taille, la disponibilité de l’installation sur les plages PP2 peut ne pas capter parfaitement

la contribution à la réduction du risque de défaillance, notamment en raison de l’inclusion de l’ensemble

des jours PP1 dans la sélection des jours PP2, les jours PP1 étant sélectionnés uniquement sur un critère

de consommation.

Certification et contribution à la réduction du risque de défaillance

Cette problématique peut a priori se poser pour une installation fatale car sa production (qui est de fait

équivalente à sa disponibilité) est généralement corrélée à la production de toute la filière. Du fait de

l’insertion importante des filières fatales, leurs périodes de faible production peuvent conditionner

l’apparition de situations de tension.

Une partie des jours PP2 étant choisis sur le seul critère de pointe de consommation (donc

indépendamment de la disponibilité des EnR), la disponibilité moyenne sur les plages PP2 n’intègre pas

complètement l’effet de la corrélation entre faible production EnR et risque de défaillance et conduit à

surévaluer la contribution à la réduction du risque de défaillance de ces installations.

Les autres installations de production (celles dont la source d’énergie primaire n’est pas soumise aux

aléas météorologiques) ne présentent pas ou quasiment pas ces caractéristiques :

- absence de corrélation entre la disponibilité de plusieurs groupes ;

- absence de corrélation entre disponibilité et consommation ;

- taille de l’installation faible au regard du système électrique1.

ii. L’existence d’un profil de disponibilité non constant sur les heures des plages PP2

Au-delà de son caractère aléatoire, la puissance produite par les installations soumises à un aléa

météorologique a (pour certaines filières) un profil non constant au sein des heures des plages PP2.

L’exemple le plus marquant est celui de la filière solaire, dont le profil de disponibilité moyen reflète la

course du soleil (à laquelle se superpose une incertitude liée à la nébulosité).

Dans la mesure où le risque de défaillance sur les heures des plages PP2 présente lui aussi un profil non

constant, la mesure de la disponibilité moyenne sur les heures PP2, sans pondération par le profil de

risque de défaillance, ne reflète pas correctement la contribution des installations de la filière à la

réduction du risque de défaillance.

Pour les installations photovoltaïques, l’effet est mis en évidence sur le graphique ci-dessous, établi à

partir de simulations réalisées pour le Bilan Prévisionnel 2015 et présentant la disponibilité du parc

photovoltaïque au cours d’une journée (en moyenne sur l’ensemble de l’année 2016) et la répartition

des périodes de défaillance en fonction des heures de la journée.

On constate que la production moyenne de la filière est plus importante sur les heures de la plage PP2

pour lesquelles le risque de défaillance est plus faible.

1 Faible par rapport à l’ensemble d’une filière dont les aléas affectant la disponibilité sont fortement corrélés.

11

Graphique 1 : Profil journalier de production solaire et probabilité de défaillance

(Données source : BP 2015, RTE)

Cette problématique, qui se pose pour les installations fatales, n’existe pas pour les autres installations

dont les indisponibilités correspondent à des dysfonctionnements de l’outil de production. Pour ces

installations, le profil de disponibilité au sein des heures PP2 est « plat », ce qui fait que la mesure de

leur disponibilité moyenne sur les heures PP2 permet de refléter correctement la contribution de ces

installations à la réduction du risque de défaillance.

Ainsi l’existence de ces deux phénomènes justifie, pour les installations dont la source d’énergie

primaire est soumise à des aléas météorologiques (et non pour les autres), l’introduction de coefficients

dans le calcul du niveau de capacité, permettant de refléter la contribution réelle à la réduction du risque

de défaillance : les coefficients Cfilière (pour la méthode de certification normative) et CAL (pour la

méthode de certification basée sur le réalisé).

3. MODE DE CALCUL DE LA CONTRIBUTION A LA REDUCTION DU RISQUE

DE DEFAILLANCE

3.1 Principe de calcul de la contribution

L’évaluation de la contribution d’une installation à la réduction du risque de défaillance repose sur des

simulations probabilistes de l’équilibre offre-demande établies sur la base des hypothèses du Bilan

Prévisionnel de RTE. Ces études sont basées sur une approche probabiliste dans laquelle les niveaux de

l’offre et de la demande sont confrontés en simulant le fonctionnement du système électrique européen

au pas horaire sur une année entière.

Ces simulations prennent en compte les principaux aléas impactant la tension du système électrique :

les vagues de froid, les indisponibilités des groupes de production, les apports hydrauliques et la

variabilité des productions éolienne et photovoltaïque.

En partant d’un parc adapté sur le critère de 3 heures (i.e. la vision de l’offre-demande du Bilan

Prévisionnel avec ajout/suppression de moyens parfaits pour être calé sur une espérance de durée de

Mode de Calcul de la contribution à la réduction du risque de défaillance

défaillance de 3h), on cherche à déterminer combien de MW de moyen parfait sont nécessaires pour

remplacer un MW de puissance installée d’une filière fatale, afin de conserver la même espérance de

durée de défaillance.

On détermine alors un capacity credit pour la filière défini comme le rapport entre une puissance

installée de la filière et son équivalent en moyen parfait :

𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝐶𝑟𝑒𝑑𝑖𝑡𝑓𝑖𝑙𝑖è𝑟𝑒 =𝑋 𝑀𝑊 𝑚𝑜𝑦𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑓𝑎𝑖𝑡

𝑌 𝑀𝑊 𝑓𝑖𝑙𝑖è𝑟𝑒

Pour pouvoir exprimer la contribution de la filière en fonction de la disponibilité de celle-ci sur les

heures PP2, on normalise le capacity credit par la disponibilité moyenne de la filière sur les heures PP2.

On définit ainsi le coefficient de contribution de la filière :

𝐶𝑜𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑡𝑖𝑜𝑛𝑓𝑖𝑙𝑖è𝑟𝑒 =𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝐶𝑟𝑒𝑑𝑖𝑡𝑓𝑖𝑙𝑖è𝑟𝑒

𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑡é 𝑃𝑃2𝑓𝑖𝑙𝑖è𝑟𝑒

Ces calculs sont menés pour les filières éolienne, solaire et fil de l’eau. Le niveau de certificat attribué

pour refléter la contribution à la réduction du risque de défaillance, doit prendre la forme :

𝑁𝑏 𝐶𝑒𝑟𝑡𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎𝑡𝑠 = 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑙é𝑒 × 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑡é 𝑃𝑃2𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡é × 𝐶𝑜𝑒𝑓𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑡 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑡𝑟𝑖𝑏𝑢𝑡𝑖𝑜𝑛𝑓𝑖𝑙𝑖è𝑟𝑒

3.2 Coefficients de contribution pour les années de livraison 2017-2020

Le calcul des coefficients de contributions pour les années de livraison 2017 à 2020, ont été réalisés à

partir des scénarios du Bilan Prévisionnel 2013 de RTE, et confirmés par les scénarios du Bilan

Prévisionnel 2015.

Filière Eolienne Solaire Hydraulique

Coefficient de contribution 0,70 0,25 0,85

13

4. PRISE EN COMPTE EFFECTIVE DU COEFFICIENT DE CONTRIBUTION

DANS LES REGLES ACTUELLES DU MECANISME DE CAPACITE

La prise en compte du coefficient de contribution, afin de refléter la contribution réelle d’une capacité à

la réduction du risque de défaillance, est intégrée dans les règles pour la méthode de certification

normative. Pour cette méthode, les coefficients Cfilière sont calés sur les coefficients de contributions

estimés présentés dans le paragraphe précédent.

Jusqu’à présent, ces coefficients de contribution n’étaient pas traduits dans les règles pour la méthode

de certification basée sur le réalisé. Le coefficient CAL avait été fixé à 1 pour l’ensemble des filières.

Le tableau suivant reflète les coefficients applicables dans les règles actuelles pour les années de

livraison 2017 à 2020.

Filière Eolienne Solaire Hydraulique fil de

l’eau

Cfilière 0,70 0,25 0,85

CAL 1

5. PROPOSITION D’EVOLUTION DES COEFFICIENTS CAL

L’étude présentée conduit à préconiser que le niveau du coefficient CAL, pour les filières éolienne, solaire

et fil de l’eau, intégre le coefficient de contribution, au même titre que les coefficients Cfilière. La fixation

du paramètre CAL à 1 pour ces filières conduit à octroyer plus de certificats à ces installations que leur

contribution réelle à la réduction du risque de défaillance. Il convient donc de faire évoluer les

coefficients CAL pour les filières éolienne, solaire et fil de l’eau, afin de les aligner sur les coefficients

de contribution de ces filières. RTE propose donc une révision des Règles pour conduire à aligner le

coefficient CAL sur le coefficient de contribution.

Pertinence d’un écart entre Cfilière et CAL reflétant la réduction de l’exposition au risque lié à la méthode de certification

normative

6. PERTINENCE D’UN ECART ENTRE CFILIERE ET CAL REFLETANT LA REDUCTION DE L’EXPOSITION AU RISQUE LIE A LA METHODE DE CERTIFICATION NORMATIVE

A la différence d’un acteur certifiant son installation selon la méthode de certification basée sur le

réalisé, un acteur optant pour une certification normative de son installation ne porte pas la composante

météorologique du risque sur l’écart entre le volume de capacité certifié ex-ante et le volume de

capacités effectif. Les aléas portant sur le productible (vent, ensoleillement, …) n’ont ainsi aucune

conséquence financière pour les détenteurs d’installations certifiées selon la méthode normative.

Le régime de certification normative induit ainsi un transfert de risque vers la collectivité par rapport au

régime de certification générique. En effet, dans le régime de certification générique, les aléas

météorologiques pourront entraîner des écarts négatifs nécessitant l’achat de certificats à d’autres

détenteurs de capacités lors des rééquilibrages. Ce risque financier étant couvert par la collectivité avec

le régime de certification normatif, il semble légitime d’intégrer une disposition visant à compenser la

valeur résultant de cette annulation du risque octroyée aux installations certifiées par la méthode

normative. Ceci pourrait passer par l’introduction d’un abattement supplémentaire dans les coefficients

Cfilière pour ce type de certification. Le niveau de l’abattement serait calé de telle manière à refléter la

valeur économique de la réduction du risque octroyée aux filières bénéficiant de la certification

normative.

Néanmoins, une telle évolution ne peut s’envisager sans travaux complémentaires visant à préciser et

quantifier ce risque. Pour des raisons de simplicité, il est proposé, dans un premier temps, de ne pas

appliquer un tel abattement et de ne pas distinguer les valeurs des coefficients utilisés dans les deux

méthodes de certification (i.e. égalité entre Cfilière et CAL).

15

7. CONCLUSION

Pour les installations éoliennes, solaires et hydrauliques fil de l’eau, la mesure de la disponibilité sur les

heures PP2 ne suffit pas à évaluer correctement leurs contributions à la réduction du risque de

défaillance, du fait de deux effets :

- la corrélation entre le niveau de disponibilité de la filière et l’apparition de situation de

tension sur l’équilibre offre-demande,

- le profil de disponibilité de ces installations sur les heures PP2.

A l’inverse, les installations des filières commandables ne sont pas, a priori, soumises à ces deux effets.

Pour prendre en compte ces effets, des coefficients sont introduits dans le mécanisme de capacité pour

la certification des filières éolienne, solaire et hydraulique fil de l’eau. La méthode d’évaluation, décrite

dans ce rapport, repose sur une évaluation de la contribution réelle de ces installations à la réduction du

risque de défaillance, à partir de simulations de l’équilibre offre-demande conduisant à évaluer la

puissance équivalent en moyens parfaits des installations.

Ces coefficients ne s’appliquent aujourd’hui que dans le cas d’une certification normative. RTE propose

d’appliquer de la même manière ces coefficients dans le cas d’une certification basée sur le réalisé, afin

que cette certification reflète elle aussi la contribution réelle de l’installation à la réduction du risque de

défaillance.

Les deux régimes présentent toutefois une différence de traitement conduisant à un transfert de risque

des exploitants vers la collectivité dans le cas d’une certification normative. Ce transfert pourrait être

valorisé à travers l’introduction d’un abattement supplémentaire sur la certification normative.