Délibération n° 2017-279 du 14 décembre 2017 portant approbation des règles relatives à la programmation, au mécanisme d'ajustement et au dispositif de responsable d'équilibre
| Jurisdiction | France |
| Publication au Gazette officiel | JORF n°0297 du 21 décembre 2017 |
| Enactment Date | 14 décembre 2017 |
| Date de publication | 21 décembre 2017 |
| Court | COMMISSION DE REGULATION DE L'ENERGIE |
| Record Number | JORFTEXT000036241248 |
Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Christine CHAUVET, Catherine EDWIGE, Hélène GASSIN, Jean-Laurent LASTELLE et Jean-Pierre SOTURA, commissaires.
1. Contexte, compétence et saisine de la CRE
L'article L. 321-10 du code de l'énergie dispose que « les règles de présentation des programmes et des propositions d'ajustement et les critères de choix entre les propositions d'ajustement […] sont approuvés par la Commission de régulation de l'énergie ». L'article L. 321-14 du même code dispose que « les méthodes de calcul des écarts et des compensations financières […] sont approuvées par la Commission de régulation de l'énergie ».
Par courrier reçu le 27 octobre 2017, le gestionnaire du réseau de transport d'électricité (RTE) a saisi la Commission de régulation de l'énergie (CRE), en application des dispositions des articles du code de l'énergie précités, en vue de l'approbation d'une nouvelle version de la section 1 des règles relatives à la programmation, au mécanisme d'ajustement et au dispositif de responsable d'équilibre (ci-après les « Règles »). Par courrier reçu le 10 novembre 2017, RTE a également saisi la CRE en application des dispositions de l'article L. 321-14 du même code d'une nouvelle version de la section 2 de ces Règles.
Les Règles proposées par RTE introduisent diverses évolutions de la section 1 du jeu de règles en vigueur, concernant notamment le seuil de participation au mécanisme d'ajustement, l'activation automatique d'offres d'ajustement pour résoudre des congestions sur le réseau de transport, le contrôle des effacements de consommation réalisés, la programmation des installations raccordées à des réseaux de distribution, et le calcul du prix de règlement des écarts.
Les évolutions introduites par la section 2 des Règles concernent principalement la sécurisation financière du dispositif de responsable d'équilibre (RE). Ces évolutions visent également à mettre en cohérence les règles relatives à la programmation, au mécanisme d'ajustement et au dispositif de responsable d'équilibre avec les règles relatives à la valorisation des effacements de consommation sur les marchés de l'énergie telles qu'approuvées par la CRE dans sa délibération du 14 décembre 2017 (ci-après les « Règles NEBEF »).
Cette délibération s'inscrit en partie dans les évolutions demandées par la CRE dans sa délibération du 22 juin 2017 portant orientations sur la feuille de route de l'équilibrage du système électrique français, notamment s'agissant des évolutions relatives à la programmation sur les réseaux de distribution et la participation des énergies renouvelables à l'équilibrage du système électrique.
Dans le cadre de la commission d'accès au marché, RTE a mené une concertation avec les acteurs afin de préparer l'évolution de ces modalités. RTE a notamment mené deux consultations publiques, du 8 au 29 septembre 2017 concernant la section 1 des Règles et du 9 au 23 octobre 2017 concernant la section 2 des Règles.
Le 6 décembre 2017, la CRE a organisé une table ronde avec les acteurs ayant participé à la concertation menée par RTE.
RTE propose que les Règles entrent en vigueur le 1er janvier 2018.
2. Règles relatives à la programmation, au mécanisme d'ajustement et au recouvrement des charges d'ajustement (section 1)
2.1. Seuil de participation au mécanisme d'ajustement
2.1.1. Proposition de RTE
Les règles en vigueur prévoient, depuis 2015, que 10 entités d'ajustement identifiées lors de leur création ont la possibilité de proposer des offres d'ajustement explicites dont la puissance est inférieure à 10 MW et supérieure ou égale à 1 MW. Ces 10 entités d'ajustement sont désignées au fur et à mesure des demandes. 10 entités ont, à la date de la présente délibération, été désignées, ne permettant donc pas de satisfaire les nouvelles demandes pour de telles entités.
RTE a proposé une évolution de ces dispositions, en permettant à chaque acteur d'ajustement de créer des entités d'ajustement d'une puissance inférieure à 10 MW, mais en limitant le dépôt d'offres d'ajustement d'une puissance inférieure à 10 MW à une unique offre par acteur et par jour. Ces offres ne sont ainsi plus liées à des entités d'ajustement préalablement désignées et pourront chaque jour être formulées sur des entités d'ajustement différentes. La limite d'une offre par acteur et par jour est proposée par RTE du fait de contraintes opérationnelles liées à l'activation de ces offres dans le respect de la préséance économique.
RTE propose également d'harmoniser les caractéristiques de ces offres selon les modalités suivantes :
- le délai de mobilisation (DMO) de ces offres devra être inférieur à 30 minutes ;
- la durée minimale d'activation des offres (DOmin) devra être inférieure à 60 minutes.
RTE motive cette proposition par la volonté de simplifier l'interclassement de ces offres pour assurer le respect de la préséance économique des activations. Les offres partageant les mêmes caractéristiques peuvent être classées directement en comparant leurs prix.
2.1.2. Positions des acteurs
Plusieurs acteurs avaient exprimé le souhait d'abaisser le seuil de participation au mécanisme d'ajustement à 1 MW de manière pérenne, après l'expérimentation menée depuis 2015. En effet, le nombre maximal de 10 entités d'ajustement autorisées à déposer des offres de puissance inférieure à 10 MW a été atteint et les acteurs font valoir qu'il ne permet pas aux nouveaux acteurs de déposer de nouvelles offres de puissance inférieure à 10 MW.
Certains acteurs soulignent que l'agrégation de sites pour constituer une entité d'ajustement d'une puissance minimale de 10 MW n'est pas toujours techniquement possible, au regard des spécificités de ces sites, surtout lorsque le nombre de sites agrégés est faible. Ces acteurs estiment donc que la possibilité de proposer plusieurs offres d'ajustement de puissance inférieure à 10 MW est utile.
Des acteurs indiquent aussi que les caractéristiques proposées par RTE (DMO et DOmin) réduisent la flexibilité qui leur était offerte pour le dépôt d'offres de puissance inférieure à 10 MW.
2.1.3. Analyse de la CRE
L'évolution proposée par RTE répond en partie aux demandes des acteurs, dans la mesure où chaque acteur, y compris ceux qui n'ont pas bénéficié de l'expérimentation menée depuis 2015, aurait la possibilité de déposer une offre de puissance inférieure à 10 MW. Cette évolution est de nature à favoriser la participation des acteurs au mécanisme d'ajustement.
La CRE estime que le nombre d'offres de puissance inférieure à 10 MW qui peuvent être déposées chaque jour devrait être porté à deux par acteur. Cette évolution permettrait d'apporter aux acteurs plus de flexibilité, en particulier pour les acteurs qui disposaient déjà de deux entités d'ajustement autorisées à déposer des offres de puissance inférieure à 10 MW, tout en tenant compte des contraintes opérationnelles actuelles de RTE liées au respect de la préséance économique.
La proposition de RTE tendant à rapprocher les caractéristiques des offres de puissance inférieure à 10 MW des caractéristiques des produits standards de la plateforme d'échanges de produits standards d'énergie issus de la réserve complémentaire (TERRE) est positive, dans la mesure où elle permet de préparer la mise en œuvre de tels produits standards.
Enfin, la CRE rappelle que lors de la mise en œuvre de la plateforme TERRE en application du règlement européen relatif à l'équilibrage (1), la puissance minimale des offres qui pourront être déposées sur cette plateforme devra être de 1 MW comme cela a été proposé par l'ensemble des GRT participant à ce projet. RTE devra alors être en mesure de traiter de telles offres.
2.2. Activations automatiques d'offres d'ajustement pour indisponibilité non programmée du réseau public de transport
2.2.1. Contexte et proposition de RTE
Contexte
Dans sa délibération du 22 juin 2017 sur la feuille de route de l'équilibrage, la CRE a estimé que la participation des installations de production à partir d'énergies renouvelables à l'équilibrage pourrait apporter des bénéfices au système électrique, notamment pour la gestion des flux sur le réseau. Elle a ainsi encouragé leur participation aux mécanismes d'équilibrage (services système fréquence, mécanisme d'ajustement) en précisant qu'elle « doit être systématiquement éclairée par des chiffrages permettant de mettre en perspective les coûts et les économies attendues pour le système électrique selon le type de participation » et que des analyses complémentaires devraient être apportées, concernant notamment les interactions avec les différents mécanismes de soutien (la participation aux mécanismes d'équilibrage peut engendrer des revenus supplémentaires qui doivent être pris en compte) et l'articulation avec les objectifs de politique énergétique (la participation peut entraîner une moindre production de l'installation de production).
Par ailleurs, dans le cadre de l'approbation du Schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3REnR) de la région Rhône-Alpes, approuvé par le Préfet de région le 15 janvier 2016, RTE a déterminé les investissements nécessaires sur le réseau public de transport sans prendre en compte l'intégralité de la puissance des EnR ayant vocation à être raccordée dans le cadre de ce schéma. À ce titre, RTE indique, au sein de la section 3.2 du chapitre 2.5.1 de sa Documentation technique de référence (DTR), retenir pour l'estimation de ces investissements une puissance inférieure à la puissance maximale des installations éoliennes et photovoltaïques (respectivement 90 % et 95 % de la puissance maximale). L'objectif poursuivi par RTE consiste à augmenter la capacité d'accueil de ces schémas tout en maîtrisant le volume d'investissements nécessaires. Cependant, et comme RTE le relève dans sa DTR, il est possible que dans certaines circonstances de « fort productible et/ou d'incident sur un ouvrage de RPT », il soit nécessaire d'écrêter la production des EnR. RTE propose dans ce...
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