RTE retient 6 Acteurs d’Ajustement de réserves rapides et complémentaires

Le gestionnaire du Réseau de Transport d’Electricité (RTE) a annoncé mardi avoir retenu 6 entités pour la fourniture des réserves rapides et complémentaires : "EDF, E.ON Global Commodities, GDF-Suez, Novawatt, Smart Grid Energy et Taranis Commodities."

Les 6 soumissionnaires retenus participeront aux réserves rapides et complémentaires, contribuant au final à la gestion de l’équilibre offre-demande et à la sûreté de fonctionnement du système électrique.

RTE avait en effet lancé ces consultations les 8 novembre 2012 et 17 décembre 2012 pour l’acquisition des réserves de puissance nécessaires à la sûreté de fonctionnement du système électrique. Des réserves rapides, activables par RTE en moins de 15 minutes, ainsi que des réserves complémentaires, activables par RTE en moins de 30 minutes,

Ces consultations auprès des Acteurs d’Ajustement avaient pour objectif de couvrir 20% des besoins de RTE en réserves rapides (200 MW) et complémentaires (100 MW) du 1er avril 2013 au 31 mars 2014 et 10 % des besoins de RTE en réserves complémentaires (50 MW) du 1er janvier 2013 au 28 février 2013.

Les offres proposées par les soumissionnaires pouvaient être indifféremment composées de groupes de production ou d’effacements de consommation, qu’ils soient raccordés sur le réseaux publics de transport (RPT) ou sur le réseaux publics de distribution (RPD), sous réserve d’un seuil de puissance minimal par entité d’ajustement qualifiée.

Selon RTE, la sélection des attributaires a été réalisée sur la base de critères "transparents," permettant de minimiser le coût de la constitution des réserves, tout en valorisant les offres pouvant être activées sur des durées brèves (inférieures ou égales à 30 minutes).

RTE a indiqué vouloir engager à partir de mai 2013 une concertation auprès des Acteurs du marché pour préparer la contractualisation des réserves rapides et complémentaires après le 31 mars 2014..

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jmdesp

Ce matin à 9h la consommation était 53,6GW au lieu de 55,4 GW en prévision J, 1,8 GW d’erreur en intra-day (55,3GW en j-1). Bon c’est pas un gros problème quand l’erreur est dans le sens d’une sous-estimation, mais ça illustre qu’arriver à s’en sortir avec des valeurs aussi faible que ce qui est indiqué ici semble surprenant. Tiens, si je prends les chiffres publiés pour les éoliennes je trouve facile des écart de 300 MW entre la prédiction h-1 et la réalisation h, sur donc juste la part éolienne seule.

Bob1

C’est que pour 20% des besoins ! Et je pense qu’il faut différencier la marge d’erreur sur l’estimation de la demande et les besoin complémentaires avec effacement qui ne se fait qu’en cas “extreme”, peut etre 2/3 foi par an ?

Sicetaitsimple

Au-delà de la réponse de Bob1 (l’AO ne portait que sur 20%), je vous confirme que ça ne ça ne suffit pas. Si je veux essayer de faire simple, il y a pleins de réserves qui s’additionnent: – la réserve primaire ( env. 700MW à la hausse ou à la baisse pour la France), mobilisable en moins de 30s. – la réserve secondaire, environ le même volume, mobilisable en quelques centaines de secondes. Ces deux réserves sont mobilisées de manière automatique ( par signal physique en temps réel) et compte tenu des temps de réaction demandés ne s’adressent qu’à des centrales déjà connectées au réseau. -la réserve tertiaire, celle dont on parle dans l’article: là il s’agit, non pas sur un signal automatique, mais sur une demande de RTE, de mobiliser sous 15 ou 30mn une certaine puissance. Ca s’adresse soit à des centrales déjà connectées au réseau, soit à des centrales à temps de réaction très rapide ( typiquement de l’hydraulique de lac). Ces trois réserves sont contractualiséeés sur un horizon de temps pluri-annuel entre RTE et des producteurs, il y a une rémunération quelque soit la fréquence d’appel du “service”, c’est une sorte d’assurance. Le producteur qui s’engage doit en effet avoir à tout moment, 24/24 et 365/365, cette puissance disponible et mobilisable. Enfin, il y a ce qu’on appelle le “mécanisme d’ajustement”: là ce sont des offres d’ajustement à la hausse ou à la baisse faites de façon journalière à RTE par les producteurs. Celle-ci sont activées (par RTE) du moins cher au plus cher en fonction des besoins. Mais il n’y a pas de contractualisation de base sur une période donnée, le service n’est rémunéré que s’il est activé ce jour là. Pour plus d’explications vous pouvez trouver des documents sur le site RTE, mais je vous préviens c’est souvent copieux et en plus un peu indigeste!

Tech

il y a certainement des progrès à faire en simulation. juste pour donner un exemple “vécu” ERDF vérifie que l’installation solaire PV ne va pas dépasser une certaine puissance pour être certain d’avoir un réseau bien dimensionné et à partir de logiciels ad-hoc couplés à un peu de météo on peut évaluer la puissance disponible à l’instant t +ou – delta, sauf que la simulation ne prend pas en compte les pannes ou les arrêts !! le fait qu’une centrale PV ne produise pas à pleine puissance à cause d’une panne (totale ou partielle, ou intermittente!) n’ est pas recherché, et donc pas pris en compte! vous me direz, (et heureusement!) le nombre de centrale en panne est faible, (mais il augmente!) et il faudrait y ajouter les centrales en maintenance, ou les accidents (encore des nombres faibles je l’admet) mais quand on parle de réagir à la seconde, à la minute ou à la demi heure, ces valeurs pourraient ne plus être anecdoctiques est-ce que cela se moyenne, comme le foisonnement éolien? qu’une panne est remplacée par uenremise en route équivalente? peut être et donc ma remarque sur l’amélioration des simulations tombe à l’eau ;o) le mieux étant l’ennemi du bien! ou pas?

Sicetaitsimple

A mon avis aucune importance vu de l’équilibre global d’un pays, le taux de panne du PV peut être globalisé et remis à jour régulièrement si il évolue dans les simulations de production.. Mais c’est du second ordre par rapport aux incertitudes sur l’ensoleillement reel par rapport à la prévision. Prenez l’Allemagne avec plus de 30000MW installés, le taux de panne ne va normalement pas varier d’un jour à l’autre de plus de 1%, soit 300MWc au max, soit quasiment 0 variation en hiver et au pic du pic 200MW en été à la mi-journée…. C’est totalement négligeable et gérable par rapport au déclenchement d’une unité centralisée de 1000MW ou plus ou des incertitudes sur la consommation. Vous dites que le nombre de centrales (PV) en panne augmente? Ca m’interesse.

Lionel_fr

Merci pour l’explication synthétique . Depuis le temps que je vois ces termes , je ne les avais pas identifié avec précision..

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