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Recommandation de la branche pour le marché de l’énergie électrique Balancing Concept Suisse Concept de la gestion du bilan d’ajustement pour le marché suisse de l’énergie électrique Ce document a été réalisé sous la responsabilité de: BC – CH, Edition 2012

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Recommandation de la branche pour le marché de l’énergie électrique

Balancing Concept Suisse

Concept de la gestion du bilan d’ajustement pour le marché suisse de

l’énergie électrique

Ce document a été réalisé sous la responsabilité de:

BC – CH, Edition 2012

© VSE / AES + Swissgrid BC – CH 2012 2

Impressum et contact Editeur Association des entreprises électriques suisses AES Hintere Bahnhostrasse 10, case postale CH-5001 Aarau Téléphone +41 62 825 25 25 Fax +41 62 825 25 26 [email protected] www.strom.ch Auteurs *GPP = groupe de projet partiel

Thomas Tillwicks ETRANS/swissgrid Chef * GPP BC CH Antoine Pochon Groupe-E Fribourg Membre GPP BC CH jusqu’au 31.03.2006 Beat Grossmann Efforte Olten Membre GPP BC CH Hanspeter Fuchs EKZ Zürich Membre GPP BC CH Moser Charles BKW-FMB Bern Membre GPP BC CH jusqu’au 31.08.2006 Paul Niggli CKW Lucerne Membre GPP BC CH Andrea Testoni AEM Massagno Membre GPP BC CH Anton Pieren Netzulg Steffisburg Membre GPP BC CH Jean-Pierre Le Ray Groupe-E Fribourg Membre GPP BC CH depuis le 01.04.2006 Klaus Meyenhofer Gipf-Oberfrick Membre GPP BC CH Kaja Hollstein ETRANS/swissgrid Membre GPP BC CH Alain Schenk BKW-FMB Bern Membre GPP BC CH depuis le 01.09.2006 Stefan Bühler ETRANS/swissgrid Membre GPP BC CH Jean-Michel Notz VSE/AES Aarau Membre GPP BC CH Direction du projet AES Peter Betz, chef du projet MERKUR Access II Jean-Michel Notz, responsable équipe de base MERKUR Access II Team Révision 2012 Alexander Wirth Swissgrid Kaja Hollstein Swissgrid Eric Reuter Swissgrid Anton Pieren Netzulg Steffisburg Jean-Pierre Le Ray SI Lausanne Walter Bucher BKW-FMB Jean-Michel Notz VSE/AES, Secrétaire NeNuKo Chronologie Balancing Concept CH Octobre 2005 Début du travail du groupe de projet partiel BC 30 janvier 2006 Ebauche BC CH achevée 06 février au 22 mars 2006 Consultation au sein de la branche Avril/Mai 2006 Position finale sur le projet au Comité de l’AES 1

er juin 2006 Décision du Comité: réviser le document et le soumettre à une

seconde consultation Juin /juillet 2006 Révision de l’ébauche 18 juillet au 31 août 2006 Deuxième consultation au sein de la branche 28 novembre 2006 Approbation par le Comité de l’AES 2010-2011 Adaptation à la LApEl et à l’OApEl par Swissgrid Janvier 2012 Adaptations graphique et rédactionnelle par l‘AES 20 avril – 18 juin 2012 Consultation de la branche et des représentants des consommateurs finaux et des producteurs indépendants selon Art 27 al 4 OApEl 24 août et automne 2012 Rédaction finale par le Team Révision 2012 5 décembre 2012 Approbation par le Comité de l‘AES Le suivi et le développement du document sont du ressort de la Commission de l’utilisation des réseaux (NeNuKo).

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Le présent document de la branche fait office de directive au sens de l’OApEl art. 27 al. 4.

Imprimé n° 1002f. Edition 2012. En cas de contestations, le texte allemand original fait foi. Copyright

© Association des entreprises électriques suisses AES Tous droits réservés. L’utilisation des documents à des fins commerciales n’est autorisée qu’avec l’accord de l’AES et contre dédommagement. Sauf pour utilisation personnelle, toute copie, distribution ou autre utilisation de ces documents est interdite. L’AES décline toute responsabilité quant aux éventuelles erreurs dans ce document et se réserve le droit de modifier ce document en tout temps sans avertissement au préalable.

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Sommaire Avant-propos 6 Domaine d’application du document 7 1. Executive Summary 8

1.1. Généralités 8

1.2. Gestion des programmes prévisionnels 8

1.3. Energie de réglage et énergie d’ajustement 8

1.4. Gestion des données de mesure 9

1.5. Contenu du document 9

2. Introduction 10

2.1. Nécessité d’agir: le marché ouvert requiert des outils et des règles 10

2.2. Objectif et contenu du présent document 10

3. Survol du concept de la gestion du bilan d’ajustement 11

3.1. Définition 11

3.2. Eléments du concept de la gestion des bilans d’ajustement 11

3.2.1. Avant le jour de livraison: gestion des programmes prévisionnels 11

3.2.2. Au cours du jour de livraison: mise à disposition d’énergie de réglage 11

3.2.3. Après le jour de livraison: gestion des données de mesure et décompte de l’énergie d’ajustement 12

3.2.4. Délimitation de la gestion des bilans d’ajustement par rapport aux autres services- système 12

3.3. Les acteurs et leurs rôles dans le cadre de la gestion des bilans d’ajustement 12

3.3.1. Gestionnaire de réseau de transport (GRT) 13

3.3.2. Gestionnaire de réseau de distribution (GRD) 14

3.3.3. Responsable de groupe-bilan 14

3.3.4. Responsable du groupe-bilan pour les énergies renouvelables 15

3.3.5. Commerçant/négociant (2 termes pour le terme allemand « Händler ») 16

3.3.6. Producteur 16

3.3.7. Unité de production 16

3.3.8. Fournisseur 16

3.3.9. Consommateur final 17

3.3.10. Fournisseur de services système 17

3.4. Rôles et leurs tâches dans le cadre du bilan de la zone de réglage suisse 17

3.5. Règle les factures de l’énergie d’ajustement 18

3.6. Conséquences de la gestion des bilans d’ajustement sur les acteurs et leurs rôle 20

3.6.1. Conséquences pour le gestionnaire du réseau de transport (GRT) 21

3.6.1.1. Responsabilités fixées par contrat 21

3.6.1.2. Automatisation des procédures 21

3.6.1.3. Compatibilité avec les pays voisins 21

3.6.1.4. Acquisition et rétribution de l’énergie de réglage 21

3.6.1.5. Gestion des bilans d’ajustement 21

3.6.2. Conséquences pour les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) 21

3.6.2.1. Séparation des activités de réseau et des activités de marché 21

3.6.2.2. Gestion des données de mesure 21

3.6.3. Conséquences pour les commerçants/négociants 21

3.6.3.1. Responsabilités fixées par contrat 21

3.6.3.2. Automatisation des procédures 22

3.6.3.3. Nouvelles possibilités de négoce 22

3.6.4. Conséquences pour les fournisseurs 22

3.6.4.1. Responsabilités fixées par contrat 22

3.6.4.2. Automatisation des procédures 22

3.6.4.3. Effet de quantité 22

3.6.4.4. Effet de foisonnement 22

3.6.4.5. Nouvelles possibilités de négoce 22

3.6.5. Conséquences pour les producteurs 22

3.6.6. Conséquences pour les consommateurs finaux 22

3.6.6.1. Libre choix du fournisseur et, le cas échéant, du négociant/commerçant 22

3.7. Processus de base en cas de changement de fournisseur en rapport avec la gestion de groupes-bilan 23

3.8. Interfaces avec d’autres processus 24

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3.8.1. Compensation des pertes de réseau 24

3.8.2. Gestion des congestions 24

4. Gestion des programmes prévisionnels 25

4.1. Généralité 25

4.2. Annonce des programmes prévisionnels 25

4.2.1. Procédure 25

4.2.2. Responsabilité 26

4.2.3. Congestions 26

5. Energie de réglage et d’ajustement 27

5.1. Généralités 27

5.2. Les différents types de réglage 27

5.2.1. Définitions 27

5.2.1.1. Réglage primaire 27

5.2.1.2. Réglage secondaire 27

5.2.1.3. Réserve tertiaire 27

5.2.2. Organisation des marchés d’énergie de réglage 28

5.2.2.1. Généralités 28

5.2.2.2. Acquisition de la réserve primaire 28

5.2.2.3. Acquisition de la réserve secondaire 28

5.2.2.4. Acquisition de la réserve tertiaire 28

5.3. Energie d’ajustement 29

6. Gestion des données de mesure 31

6.1. Généralités 31

6.2. Flux d’information des données de mesure pour la gestion des bilans d’ajustement 31

6.3. Attribution des points de mesure 31

6.4. Données de mesure 31

6.5. Relevé de la courbe de charge 31

Répertoire des figures Figure 1: Eléments d’un concept de gestion des bilans d’ajustement 11

Figure 2: Les rôles principaux et leurs relations contractuelles essentielles dans le marché ouvert (vue d’ensemble) 13

Figure 3: Rôles principaux et tâches associées dans le cadre de la gestion des bilans d’ajustement 20

Figure 4: Conséquences de la gestion des bilans d’ajustement du point de vue des rôles 20

Figure 5: Le client passe du fournisseur W au fournisseur X au sein du même groupe-bilan (chaque fois avec fourniture complète) 23

Figure 6: Le client passe du fournisseur W au fournisseur Y dans un autre groupe-bilan (reste une fourniture complète). 23

Figure 7: Le client continue d’être alimenté par le fournisseur habituel W. Il reçoit cependant en plus des livraisons d’énergie du négociant Z sur la base de programmes prévisionnels. 24

Figure 8: Processus de l’annonce des programmes prévisionnels (illustration simplifiée) 26

Figure 9: Mécanisme de marché pour le marché de l’énergie de réglage (exemple) 28

Figure 10: Possibilités de formation des prix en fonction de l’état du système et de celui du groupe-bilan 29

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Avant-propos La loi sur l'approvisionnement en électricité (LApEI) du 23 mars 2007 et l’ordonnance sur l’approvisionnement en électricité (OApEl) du 14.03.2008 (état au 1

er octobre 2011) ont ouvert le

marché électrique suisse aux clients finaux ayant une consommation annuelle d’au moins 100 MWh par site de consommation. Cinq ans après l’entrée en vigueur de cette loi, les consommateurs finaux dont la consommation annuelle est inférieure à 100 MWh par site de consommation doivent aussi pouvoir, sur décision des chambres fédérales soumise au référendum, accéder au réseau de manière non discriminatoire. Cette décision peut faire l’objet d’un référendum. Fidèle au principe de subsidiarité (Art. 3, al. 1 LApEl), la branche a créé dans le cadre du projet Merkur Access II, grâce à des spécialistes un recueil extensif de règlements, ceci indépendamment des développements politiques. Ce recueil concerne l’approvisionnement en électricité dans le marché libre de l’électricité. Avec celui-ci, l’économie électrique dispose d’une recommandation de la branche traitant de l’utilisation des réseaux électriques et de l'organisation du commerce de l'énergie. La LApEI et l’OApEl exigent la mise sur pied par les gestionnaires de réseau de directives pour diverses actions opérationnelles. Cette exigence est remplie dans le cadre des documents de la branche. Les chapitres correspondants répartis dans divers documents sont indiqués au chapitre 7 du Modèle de marché pour le courant électrique - Suisse (MMEE). Le modèle d’utilisation des réseaux de distribution (MURD – CH), le modèle d’utilisation des réseaux de transport (MURT – CH), le Transmission Code (TC – CH), le présent Balancing Concept (BC – CH), le Metering Code (MC – CH) et le Distribution Code (DC – CH) sont des documents clés parmi les documents de la branche. En relation avec ces documents centraux, les documents d’application et divers «outils» sont élaborés par la branche.

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Domaine d’application du document

Les domaines et les limites de l’application du présent document appellent les remarques suivantes:

• Le Balancing Concept décrit les éléments de la gestion des bilans et constitue la ligne directrice du concept de la gestion des bilans d’ajustement en vigueur dans le marché de l’électricité suisse;

• La mise en application du concept nécessite non seulement des systèmes et procédures appropriés, mais aussi les bases correspondantes telles qu’un gestionnaire de réseau de transport national et une zone de réglage;

• La mise en application de ce concept est étroitement liée à des règles applicables dans d’autres domaines dont il tient compte (par exemple les normes internationales);

Les documents et contrats décrivant la mise en œuvre concrète des principes de la gestion des bilans en Suisse décrits ici se trouvent sur les pages internet www.swissgrid.ch (Gestion des programmes prévisionnels, énergie de réglage et d’ajustement) et www.strom.ch (Gestion des données de mesure).

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1. Executive Summary

1.1. Généralités

(1) La LApEl prévoit, tout comme le « Modèle du marché de l’énergie électrique (MMEE-CH) » l’ouverture du marché et donc la séparation de la fourniture d’énergie et de l’utilisation du réseau. Cette séparation jette les bases de la concurrence dans la production et le commerce de l’électricité, permettant à tous les acteurs d’agir librement sur le marché. Le réseau de transport et les réseaux de distribution constituent la « place du marché ».

(2) Pour que l’organisation de cette place du marché soit efficace, le concept de la gestion des bilans d’ajustement revêt une importance primordiale. Il définit les services que le gestionnaire du réseau de transport doit fournir pour garantir l’équilibre du bilan en énergie et en puissance dans un réseau donné.

(3) La gestion des bilans d’ajustement comprend la gestion des programmes prévisionnels, les règles régissant la mise à disposition de l’énergie de réglage, le calcul et la facturation de l’énergie d'ajustement et la gestion des données de mesures. Le présent document établit les lignes directrices qui permettent d’organiser chacun de ces trois aspects selon les règles du marché, de manière non discriminatoire et conforme à la législation suisse. Sur cette base ont été élaborés des documents d’application concrets, comme le contrat de groupes-bilan, des concepts de même que des contrats pour l’approvisionnement en énergie de réglage. On a veillé dans ce contexte à la compatibilité avec les règles existantes de l’Union Européenne et avec les pratiques étrangères.

(4) L’implémentation de la gestion des bilans est dévolue en Suisse à la Société nationale du réseau de transport (Art. 20 LApEl).

1.2. Gestion des programmes prévisionnels

(1) Sur le marché ouvert, les fournitures d’énergie s’effectuent sur la base de programmes prévisionnels. Les groupes-bilan, regroupant les points de mesure d’un ou plusieurs acteurs actifs dans le commerce d’énergie, participent à la gestion des programmes prévisionnels. Le responsable du groupe-bilan (RGB) est responsable envers le gestionnaire du réseau de transport de l’équilibre des bilans de puissance et d’énergie à l’intérieur de son groupe-bilan et du déroulement conforme des programmes prévisionnels (Art. 23 al. 4 OApEl).

(2) Pour que la gestion des programmes prévisionnels fonctionne sans heurt, les processus, les formats des données sont définis et les responsabilités attribuées.

1.3. Energie de réglage et énergie d’ajustement

(1) Même la meilleure prévision ne peut pas empêcher que la consommation réelle diffère de la consommation prévue. Afin de garantir néanmoins à tout instant l’équilibre de la production et de la consommation, le gestionnaire de réseau de transport acquiert de l’énergie de réglage sous forme de réserve primaire, secondaire et tertiaire (réserve en secondes, minutes et heures) sur la base de contrats qu’il conclut avec des acteurs ou unités de production remplissant certaines exigences minimales. Des écarts peuvent également survenir entre la production prévue et la production réelle. Ils peuvent être aussi compensés par l’énergie de réglage. Bien que cela ne soit pas explicitement mentionné, le terme d’énergie de réglage comprend aussi la puissance de réglage qui y est liée.

(2) L’approvisionnement en énergie de réglage se fait de manière transparente, non discriminatoire et conforme aux principes du marché. Il convient également d’imputer les coûts autant que possible à ceux qui les occasionnent (Art 15, 22 et 31b OApEl).

(3) L’énergie d’ajustement représente une base de calcul selon laquelle le gestionnaire du réseau de transport facture aux responsables des groupes-bilan les écarts entre les programmes prévisionnels et les injections ou les consommations réelles.

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1.4. Gestion des données de mesure

(1) Le Metering Code et le document d’application SDAT – CH constituent les bases pour la gestion des données de mesure. La facturation des fournitures d’énergie entre responsables de groupes-bilan, fournisseurs, consommateurs finaux, producteurs, unités de production, de même que la facturation de l’utilisation des réseaux nécessitent de nombreuses données de mesure. Dans le cadre de la gestion des données de mesure, les gestionnaires de réseau de distribution réunissent et traitent toutes les données nécessaires à la gestion des bilans d’ajustement et les mettent à la disposition de tous les ayants droit. L’OApEl indique que toutes les unités de production ≥ 30 kVA et tous les consommateurs finaux faisant usage de leur droit d’accès au marché doivent être équipés d’un compteur à courbe de charge télérelevé (Art 8 Al. 5 OApEl).

(2) La standardisation obligatoire des formats de données et la validation soigneuse de ces dernières par le gestionnaire de réseau de distribution sont indispensables au bon fonctionnement de la facturation. Pour éviter toute discrimination, il faut s’assurer que seuls les ayants droit puissent accéder aux données.

1.5. Contenu du document

(1) Ce document décrit le cadre de l’organisation détaillée de la gestion des bilans. La réalisation du concept proposé ici a nécessité des mesures concrètes et la définition des processus, tout en tenant compte des systèmes existants et des normes européennes. Les documents et contrats décrivant la mise en œuvre concrète des principes exprimés ici pour la gestion des bilans en Suisse sont disponibles sur www.swissgrid.ch (Gestion des programmes prévisionnels, énergie de réglage et énergie d’ajustement) ainsi que www. strom.ch (Gestion des données de mesure).

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2. Introduction

2.1. Nécessité d’agir: le marché ouvert requiert des outils et des règles

(1) L’ouverture du marché de l’électricité (ouverture verticale) exige que la gestion des bilans d’ajustement soit opérationnelle. Dans ce contexte, les réseaux en tant que place du marché neutre et leur utilisation par les divers acteurs du marché revêtent une grande importance. L’ouverture du marché requiert :

� la séparation entre les services de marché et les services de réseaux

� l’introduction d’un modèle de groupes-bilan

� le respect de la protection des données

� le droit à disposer des informations commerciales agrégées

(2) Les expériences à l’étranger montrent que l’ouverture totale du marché exige une infrastructure de système très performante. La quantité des échanges de programmes et d’informations augmente rapidement. Les processus des transactions commerciales liées à ces échanges constituent un facteur critique. Pour cette raison, le déroulement des transactions d’énergie sur le marché ouvert ne pourra se faire sans automatisation et standardisation des processus. Les droits et les obligations des acteurs doivent être clairement définis et consignés sous forme de contrats. Par ailleurs, le système suisse doit être compatible avec les autres systèmes européens vu l’importance du commerce transfrontalier.

(3) La gestion des bilans pour la zone de réglage suisse est de la responsabilité de la société nationale du réseau de transport. (Art. 20 LApEl).

2.2. Objectif et contenu du présent document

(1) Le présent document se limite à déterminer les principes de base de la gestion des bilans d’ajustement pour la zone de réglage suisse en accord avec les prescriptions de la LApEl et de l’OApEl. Des documents d’application concrets répondant aux besoins détectés ont été rédigés sur la base des présentes lignes directrices. Lors de l’élaboration de ces règles détaillées, il a été tenu compte, à côté des exigences légales, des codes et règles existants (par exemple les normes internationales relatives aux programmes prévisionnels, notamment l’ensemble des règles ESS1 , le Metering Code, le Transmission Code, le Distribution Code) ainsi que de la compatibilité avec les usages internationaux).

1 ENTSO-E-Scheduling System: Norme de l’ENTSO-E pour l’échange de données électroniques entre les acteurs du marché et les gestionnaires de réseaux de transport, ainsi qu’entre les gestionnaires de réseau de transport

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3. Survol du concept de la gestion du bilan d’ajustement

3.1. Définition

(1) Le terme « gestion des bilans d’ajustement » désigne de manière générale tous les services réalisés par le gestionnaire d’un réseau de transport sur le plan technique, organisationnel et comptable afin de maintenir en permanence l’équilibre du bilan en énergie et en puissance dans le système électrique. La gestion des bilans d’ajustement est une des principales tâches du gestionnaire de réseau de transport. (Art. 20 Al. 2 Let. b LApEl).

3.2. Eléments du concept de la gestion des bilans d’ajustement

(1) Un concept de gestion des bilans d’ajustement au sein d’un marché ouvert comprend des réglementations concernant les éléments cités dans le diagramme ci-dessous:

Figure 1: Eléments d’un concept de gestion des bilans d’ajustement (2) Chaque élément se rapporte à une période différente. Les détails sont traités aux chapitres 4

à 6.

3.2.1. Avant le jour de livraison: gestion des programmes prévisionnels

(1) La gestion des programmes prévisionnels donne l’assurance au gestionnaire du réseau de transport d’être informé de la charge probable de son réseau. La majeure partie de la gestion des programmes prévisionnels a lieu le jour précédent la livraison physique (dénomination habituelle: gestion des programmes prévisionnels Day-ahead). En fonction de la situation du marché, il existe aussi une possibilité de gestion ultérieure des programmes prévisionnels, par exemple pendant le jour de livraison (dénomination habituelle: Intraday).

(2) A cause du grand nombre de responsables de groupes-bilan, la gestion des programmes prévisionnels nécessite des processus bien définis pour l’échange des programmes prévisionnels ainsi que des formats bien définis pour les données et les moyens de transmission. Seuls les responsables des groupes-bilan, au sein desquels les acteurs du marché sont regroupés pour réaliser leur commerce d’énergie, prennent part à la gestion des programmes prévisionnels. (Art. 23 Al. 4 OApEl).

3.2.2. Au cours du jour de livraison: mise à disposition d’énergie de réglage

(1) La mise à disposition d’énergie de réglage sert à assurer au cours du jour de livraison l’équilibre permanent entre la production et la consommation, grâce à la mise en œuvre de réserves de réglage.

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3.2.3. Après le jour de livraison: gestion des données de mesure et décompte de l’énergie d’ajustement

(1) La gestion des données de mesure consiste à saisir les consommations et les productions d’énergie effectives et constitue de la sorte la base de l’attribution correcte des différences entre prévisions et réalité.

(2) Les gestionnaires de réseau récoltent dans ce but les valeurs d’énergie selon le Metering Code CH et les mettent à la disposition des ayants droit en fonction de leurs besoins et dans les délais requis selon SDAT-CH.

(3) L’énergie de réglage appelée par le gestionnaire du réseau de transport est facturée par ce dernier aux responsables des groupes-bilan sous forme d’énergie d’ajustement, en appliquant autant que possible le principe de causalité.

(4) Dans ce contexte, les règles pour l’achat d’énergie de réglage ainsi que pour la facturation de l’énergie d’ajustement ont été définies.

(5) Afin de minimiser leurs coûts de l’énergie d’ajustement, les acteurs ont, dans un laps de temps déterminé, la possibilité de procéder entre eux, après le jour de livraison, à des échanges de programmes et peuvent ainsi remédier après coup aux différences réalité – prévisions qu’ils constatent par rapport à leurs annonces de programmes prévisionnels.

3.2.4. Délimitation de la gestion des bilans d’ajustement par rapport aux autres services-système

(1) La gestion des bilans d’ajustement est séparée conceptuellement des autres services-système du gestionnaire du réseau de transport (GRT). Ces derniers comprennent tous les services indispensables, notamment la coordination du système, le réglage primaire, la possibilité de démarrage autonome et de fonctionnement en îlotage, le maintien de la tension et la compensation de l’énergie réactive, les mesures d'exploitation et la compensation des pertes actives de réseau.

(2) Réglage secondaire, réglage tertiaire et redispatch sont des éléments de la gestion des bilans.

(3) L’organisation des services-système ne fait pas l’objet du présent document; leur mise en œuvre et leur prise en charge doivent être réglées séparément.

3.3. Les acteurs et leurs rôles dans le cadre de la gestion des bilans d’ajustement

(1) Les acteurs sont des personnes juridiques ou physiques pouvant passer des contrats leur attribuant des droits et devoirs. Les rôles sont des domaines d’activité définis pour chaque acteur. Les acteurs peuvent, même simultanément, être actifs dans plusieurs domaines. Dans les descriptions qui suivent, les rôles et les contrats en découlant pour chaque acteur sont décrits un à un.

(2) Les relations fondamentales entre les rôles découlent de la figure suivante. Chacun des rôles sera décrit ci-après.

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Figure 2: Les rôles principaux2 et leurs relations contractuelles essentielles dans le marché ouvert (vue d’ensemble) 3

3.3.1. Gestionnaire de réseau de transport (GRT)

(1) Responsabilités fondamentales du gestionnaire de réseau de transport (Art. 20 LApEl):

Le GRT est responsable de mettre à disposition l’infrastructure de réseau et de transport d’énergie électrique desservant les réseaux de distribution raccordés, les clients finaux et les unités de production, de même que les réseaux de transport des pays voisins. Le GRT est de plus responsable de la gestion des bilans d’ajustement qui doit assurer à tout instant l’équilibre entre la production et la consommation d’énergie électrique.

(2) Il passe des contrats avec les GRD raccordés à son réseau. Si des unités de production et

des consommateurs finaux sont directement reliés au réseau de transport, il conclut les contrats nécessaires. Il s’agit typiquement des contrats d’utilisation du réseau, de raccordement au réseau, d’exploitation du réseau et de fourniture des données.

(3) Dans le cadre de la gestion des bilans d’ajustement, il est responsable de passer des contrats de groupes-bilan avec les responsables de groupes-bilan (OApEl Art 23). La gestion des programmes prévisionnels au sein de la zone de réglage suisse est de sa responsabilité.

(4) Les différences inéluctables entre les consommations prévisionnelles et réelles au sein des groupes-bilan sont compensées par le GRT dans le cadre de la gestion des bilans d’ajustement. Ainsi, l’équilibre du bilan suisse est assuré à chaque seconde. Le GRT acquiert l’énergie de réglage pour l’équilibre du bilan suisse et facture l’énergie d’ajustement aux responsables des groupes-bilan. (Art. 15 Al. 1 Litt. b OApEl).

2 Le groupe-bilan pour les énergies renouvelables ainsi que les fournisseurs de services système (ces derniers peuvent être des unités de production ou des consommateurs finaux) ne sont volontairement pas représentés, ceci pour des raisons de simplification. Il existe d’autre part dans de nombreux groupes-bilan une autre fonction non représentée ici, celle du responsable des services système. 3 Seuls les contrats importants pour la gestion des bilans d’ajustement sont représentés dans le graphique. D’autres relations contractuelles sont possibles.

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(5) En cas de situation de crise, le GRT peut, selon les dispositions légales, obliger des acteurs à mettre en œuvre des mesures particulières sur la base de contrats correspondants. (Art. 20 Al. 2 Litt. c LApEl).

(6) Exemple illustrant la liaison acteur – rôle: L’acteur endossant le rôle de GRT apparaît aux yeux des consommateurs finaux et des unités de production raccordées directement au réseau de transport comme un GRD. De ce fait, il doit remplir dans ce rôle les tâches échues à un GRD, comme par exemple la réglementation du raccordement au réseau et le décompte de l’utilisation du réseau.

3.3.2. Gestionnaire de réseau de distribution (GRD)

(1) Responsabilités fondamentales du GRD (Art. 8 LApEl et Art. 8 OApEl):

Le GRD est responsable de la mise à disposition de l’infrastructure du réseau et de la distribution de l’énergie électrique au sein du territoire couvert par son réseau. Il met de plus les données nécessaires à la disposition des responsables de groupes-bilan, du GRT et des fournisseurs. D’autre part, il administre l’attribution des points de mesure aux groupes-bilan.

(2) Il acquiert et livre, dans le cadre de la gestion des bilans d’ajustement, selon les besoins de

chaque acteur et en temps utile, les données de mesure nécessaires à l’exercice de chaque rôle, comme ceux de responsable de groupe-bilan ou de fournisseur (Art. 8, Al. 3 OApEl). Le GRD administre l’attribution de tous les points de mesure des consommateurs finaux aux fournisseurs (respectivement de tous les points de mesures des unités de production aux producteurs) ainsi qu’à leur groupe-bilan. La transmission des données est réglée dans le document SDAT – CH, respectivement par des contrats passés avec le GRT, le responsable de groupe-bilan et le fournisseur ou encore le producteur.

(3) Il passe les contrats nécessaires avec les unités de production, les consommateurs finaux et les éventuels autres GRD raccordés à son réseau. Ces contrats peuvent être typiquement des contrats portant sur l’utilisation du réseau, le raccordement au réseau, l’exploitation du réseau ou la livraison de données (dans le cas où le propriétaire du réseau en a confié l’exploitation à un gestionnaire, cette tâche est en principe dévolue à ce gestionnaire de réseau). Pour les consommateurs finaux et les unités de production, des contrats sont conclus pour l’utilisation du réseau et le raccordement au réseau.

(4) Dans le cadre de l’encouragement des énergies renouvelables, le gestionnaire de réseau de distribution doit s’acquitter du supplément sur les coûts du réseau de transport perçu par la société nationale du réseau de transport selon Art 15b LEne. Le GRD peut reporter ce supplément sur les consommateurs finaux.

3.3.3. Responsable de groupe-bilan

(1) Responsabilité fondamentale du responsable de groupe-bilan:

Le responsable de groupe-bilan est responsable vis-à-vis du GRT de l’équilibre constant du bilan de puissance dans son groupe-bilan et du déroulement correct des programmes prévisionnels.

(2) Le responsable de groupe-bilan veille à ce que la différence entre les consommations et

productions effectives du groupe-bilan et les programmes prévisionnels transmis soient aussi faibles que possible. Les différences résiduelles dues à l’imprécision des pronostics seront facturées par le GRT au prix de l’énergie d’ajustement au responsable de groupe-bilan qui doit s’acquitter de ce montant.

(3) Le responsable de groupe-bilan définit, la veille pour le lendemain, des programmes prévisionnels qui représentent chacun la somme des transactions de fourniture et de soutirage avec d’autres groupes-bilan de la zone de réglage suisse ou d’autres zones de réglage étrangères voisines. Il établit ainsi des programmes prévisionnels « somme algébrique » pour chaque groupe-bilan avec lequel il désire effectuer un échange d’énergie à l’intérieur de la zone de réglage suisse et avec les groupes-bilan domiciliés dans des zones de réglage étrangères. Il valide ces programmes avec les groupes-bilan concernés et les transmet au GRT. Il est responsable des différences par rapport aux programmes vis-à-vis du GRT. A plus court terme, le responsable de groupe-bilan transmet au GRT des modifications de ses programmes prévisionnels consécutifs à des changements imprévus de

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charge ou de production, à l’activation de services système (par des fournisseurs éventuels de services système se trouvant dans son groupe-bilan), à des transactions réalisées sur le marchés «Intraday» ou, selon les exigences de la gestion des congestions, à des interruptions de production de centrales (communiquées par les producteurs concernés).

(4) Les responsables de groupe-bilan jouent ainsi un rôle capital dans la gestion des bilans d’ajustement. Pour assurer un déroulement irréprochable de leur tâche, ils doivent remplir des conditions unifiées définies par le GRT. (Par exemple contrôle de la solvabilité, participation à un essai d’exploitation technique).

(5) Chaque acteur du marché dispose fondamentalement du droit de créer son propre groupe-bilan ou de participer à un groupe-bilan existant. Pour la création de groupes-bilan, des standards obligatoires et non discriminatoires ont été fixés; ils sont disponibles avec le contrat de groupe-bilan sur la page internet de Swissgrid. L’organisation interne du groupe-bilan est sous la responsabilité du responsable de groupe-bilan. Ce domaine est du ressort du marché libre; les documents de la branche ne prescrivent pas de règles internes aux groupes-bilan.

(6) Les groupes-bilan reprennent les programmes prévisionnels partiels du groupe-bilan pour les énergies renouvelables (GB-ER) selon l’Art. 24 Al. 4 et 5 OApEl. Les programmes prévisionnels partiels sont transmis « day ahead » par le responsable du groupe-bilan GB-ER (RGB-ER) aux autres gestionnaires de groupes-bilan dans des délais compatibles de la gestion de leur bilan. Les gestionnaire de groupes-bilan payent au RGB-ER pour l’énergie reprise du GB-ER le prix de marché déterminé par l’OFEN pour la période en cause (Art. 24 Al. 5 OApEl).

(7) Exemple illustrant la liaison acteur - rôle: Un acteur est rarement uniquement responsable de groupe-bilan. Dans presque tous les cas, il est également commerçant/négociant, le plus souvent aussi fournisseur.

3.3.4. Responsable du groupe-bilan pour les énergies renouvelables

(1) En plus des tâches habituelles d’un responsable de groupe-bilan et d’un fournisseur, le responsable du groupe-bilan pour les énergies renouvelables (RGB-ER) à la responsabilité fondamentale suivante:

Le RGB-ER héberge toutes les installations encouragées en vertu de la rétribution à prix coûtant selon Art. 7a LEne et équipées d’un compteur à courbe de charge télérelevé, rédige des programmes prévisionnels pour l’injection de leur production et répartit celle-ci entre les groupes-bilan de Suisse (en fonction de leur consommation finale).

(2) Le RGB-ER est désigné selon Art. 24 LApEl par l’OFEN. Les Installations encouragées selon

la LEne et dépourvues de compteur à courbe de charge télérelevé demeurent dans le groupe-bilan du distributeur local.

(3) Le RGB-ER a comme tâche de préparer les programmes prévisionnels en foisonnant la production des installations qu’il héberge et de transmettre ces derniers aux autres groupes-bilan et à la société nationale du réseau de transport (Art. 24 Al. 4 OApEl). Ces programmes prévisionnels se basent soit sur des prévisions propres au RGB-ER, soit sur des indications fournies par les producteurs. Les programmes prévisionnels partiels que les autres groupes-bilan doivent reprendre sont déterminés en fonction de la part de consommation finale de chaque groupe-bilan à la consommation totale de la Suisse.

(4) L’envoi des programmes prévisionnels partiels aux autres groupes-bilan a lieu day-ahead pour la livraison du jour à venir.

(5) L‘énergie livrée est facturée par le BGV-ER aux autres groupes-bilan au prix de marché fixé par l’OFEN pour une période donnée (Art. 24 Al. 5 OApEl). Le BGV-ER rémunère les producteurs avec ces revenus et avec les recettes dues aux suppléments selon Art. 15b LEne.

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3.3.5. Commerçant/négociant (2 termes pour le terme allemand « Händler »)

(1) Responsabilité fondamentale des commerçants/négociants:

Les commerçants/négociants achètent et vendent de l’énergie à des acteurs du marché situés à l’intérieur ou à l’extérieur de leur groupe-bilan. Leurs transactions d’énergie s’effectuent en règle générale à l’aide de programmes prévisionnels.

(2) Le commerçant/négociant conclut des contrats (achat et vente d’énergie) avec d’autres

acteurs (par exemple portant sur des produits commerciaux standardisés : Base, Peak). Ces contrats sont mis en œuvre via des programmes prévisionnels. Aucun point de mesure n’est attribué à un commerçant/négociant; il ne reçoit en conséquence pas de données de mesure des gestionnaires de réseau.

(3) Un négociant/commerçant peut aussi approvisionner des consommateurs finaux selon des programmes prévisionnels. Pour ce faire, le consommateur final concerné doit avoir conclu avec un fournisseur tiers un contrat ouvert qui l’autorise à agir ainsi.

(4) Exemple illustrant la liaison acteur - rôle: Le commerçant/négociant est souvent également responsable de groupe-bilan, afin de pouvoir effectuer son commerce de manière autonome. De petits commerçants/négociants peuvent se lier par un contrat de service à un autre groupe-bilan et assurer ainsi le déroulement de leur négoce.

3.3.6. Producteur

(1) Responsabilité fondamentale d‘un producteur:

Le producteur doit choisir pour chacun de ses points d’injection (= chaque unité de production) un et un seul groupe-bilan. Art. 23 al. 1 OApEl). Le GRD concerné procède formellement à cette attribution.

(2) Le producteur exploite une ou plusieurs unité(s) de production et injecte de l’énergie dans le

réseau au travers de points d’injection. Il est responsable du respect du plan d’engagement de ses unités de production. La commercialisation de l’énergie produite est possible seulement si ses points d’injection sont attribués à un groupe-bilan.

(3) Il communique en temps utile au GRT, le cas échéant par l’entremise du responsable de groupe-bilan concerné, les plans d’engagement des unités de production, si ces plans sont nécessaires au pronostic des congestions.

(4) Exemple illustrant la liaison acteur - rôle: Les producteurs exploitant un parc de centrales important sont le plus souvent également responsables d’un groupe-bilan et commerçant/négociant afin de pouvoir offrir l’énergie produite de manière optimale sur le marché.

3.3.7. Unité de production

(1) Responsabilité fondamentale d’une unité de production :

L’unité de production doit être précisément attribuée par le producteur à un groupe-bilan. (Art. 23 Al. 1 OApEl). Le GRD concerné procède formellement à cette attribution.

3.3.8. Fournisseur

(1) Responsabilité fondamentale du fournisseur:

Le fournisseur se procure l’énergie nécessaire à l’alimentation de ses consommateurs finaux. Son approvisionnement se base sur des pronostics de consommation d’énergie de ses consommateurs finaux. Les points de mesure de ses clients finaux lui sont attribués ainsi qu’au groupe-bilan dont il fait partie. Le GRD concerné procède formellement à cette attribution.

(2) Les fournisseurs alimentent en énergie les consommateurs finaux qui ont conclu avec eux un

contrat ouvert. Ce contrat ouvert peut porter sur la fourniture complète. Dans ce cas, le consommateur final n’a ni le droit ni le devoir d’acheter de l’énergie à un autre fournisseur ou à un commerçant/négociant. Le contrat ouvert peut aussi être un contrat de fourniture

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complémentaire. Dans ce cas, le consommateur a, selon les termes du contrat, le droit, voire aussi le devoir, de s’approvisionner pour une part de sa consommation auprès d’un ou de plusieurs commerçants/négociants. Les contrats ouverts conclus avec des clients finaux, génèrent des différences entre le pronostic et la consommation réelle de l’ensemble de ces clients. Chaque fournisseur doit donc être attribué à un groupe-bilan.

(3) Le fournisseur n’est pas tenu d’endosser lui-même le rôle de responsable de groupe-bilan.

(4) Exemple illustrant la liaison acteur - rôle: Les fournisseurs qui, pour des raisons historiques, alimentent une grande partie des consommateurs finaux dans un secteur géographique déterminé gère le plus souvent leur propre groupe-bilan et sont également souvent producteurs. De plus petits fournisseurs ne voulant pas gérer leur propre groupe-bilan, concluent typiquement un contrat de service avec un groupe-bilan.

3.3.9. Consommateur final

(1) Responsabilité fondamentale du consommateur final:

Le consommateur final doit désigner le groupe-bilan unique auquel il appartient. Cette attribution est le plus souvent effectuée par son fournisseur (Art. 23 Al. 1 OApEl). Le GRD concerné procède formellement à cette attribution.

(2) Le consommateur final est le client qui soutire de l’énergie électrique en un ou plusieurs

points de soutirage du réseau de distribution ou exceptionnellement du réseau de transport. Dans ce but, il passe avec un fournisseur un contrat ouvert et éventuellement d’autres types de contrats de fourniture avec des commerçants/négociants (voir 3.3.5). L’attribution de chaque point de soutirage au fournisseur auquel il est lié et au groupe-bilan correspondant peut être requise par le consommateur final lui-même auprès du GRD. Il peut également charger son fournisseur de procéder à cette requête.

3.3.10. Fournisseur de services système

(1) Responsabilité fondamentale des fournisseurs de services système:

Les fournisseurs de services système produisent des services système à la demande du gestionnaire de réseau de transport.

(2) Dans le cadre du bilan de la zone de réglage suisse ne sont pris en considération que la

livraison ou le soutirage de l’énergie de réglage pour l’équilibre du bilan, la fourniture d’énergie pour couvrir les pertes ohmiques ainsi que la transmission des informations nécessaires aux responsables de groupes-bilan, afin que ceux-ci puissent accomplir les opérations liées aux programmes prévisionnels.

(3) Unités de production, commerçants/négociants et consommateurs finaux peuvent endosser un rôle de fournisseur de services système s’ils remplissent certaines conditions techniques et organisationnelles.

(4) Le rôle de fournisseurs de services système n’est pas traité en détail dans la suite de ce document.

3.4. Rôles et leurs tâches dans le cadre du bilan de la zone de réglage suisse

Gestion des programmes prévisionnels

Services-Systèmes

Energie d’ajustement

Gestion des données de mesure

Gestionnaire du réseau de transport

Réception, valida-tion, contrôle et confirmation des programmes prévi-sionnels agrégés des responsables de groupes-bilan ; coordination et

Acquiert l’énergie de réglage sur le marché de l’énergie de réglage.

Acquiert l’énergie pour compenser

Décompte l’énergie d’ajustement avec les responsables des groupes-bilan.

Reçoit des GRD, valide, contrôle et confirme des données de mesure pour chaque groupe-bilan

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Gestion des programmes prévisionnels

Services-Systèmes

Energie d’ajustement

Gestion des données de mesure

validation avec les gestionnaires de réseau de trans-port étrangers

les pertes ohmiques du réseau de transport.

Gestionnaire du réseau de distribution

Attribue de tous les points de mesure des consommateurs finaux et des unités de pro-duction aux groupes-bilan. Saisit et transmet des données de mesu-re (pour les décomptes de la gestion du bilan d’ajustement et pour les pronostics et décomptes des fournisseurs).

Responsable de groupe-bilan

Rassemble et agrège les programmes prévisionnels des fournisseurs, des commerçants /négociants et des producteurs dans de son groupe-bilan et les transmet au gestionnaire du réseau de transport.

Reçoit et intègre le programme prévi-sionnel transmis par le responsable du groupe-bilan BG-ER

Prend en compte des demandes en énergies de réglage et de compensation des pertes ohmiques adressées par le gestionnaire de réseau de transport aux fournisseurs de services- sys-tème appartenant à son groupe-bilan (condition: contrats à caractère contraignant)

Règle les factures de l’énergie d’ajustement

Reçoit des GRD et contrôle les données de mesure agrégées des acteurs qui lui sont attribués

Responsable du groupe-bilan pour les énergies renouvelables

Collecte et agrège les programmes prévisionnels des producteurs de son groupe-bilan et transmet la somme des programmes prévisionnels au GRT.

Prépare des pro-grammes prévi-sionnels partiels à l’attention des autres groupes-bilan et les trans-met aux respon-sables de groupes-bilan.

Règle les factures des décomptes d’énergie d’ajustement.

Reçoit des GRD et contrôle les données de mesures détaillées et agrégées des unités de production qui lui sont attribués

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Commerçant/ négociant

Gère son négoce d’énergie en fonction des programmes prévisionnels.

Transmet les pro-grammes prévi-sionnels d’échange aux RGB

Peut fournir de l’énergie de réglage au gestionnaire de réseau de transport

Producteur Etablit et transmet les programmes prévisionnels de production aux responsables de groupes-bilan (selon contrat de services bilatéral)

Transmet dans les délais prescrits au GRT, le cas échéant via le RGB, des programmes prévisionnels d’exploitation des centrales s’ils sont nécessaires au pronostic des congestions

Unité de production

>>>Voir le rôle de fournisseur de services système

Fournisseur de services système

Met à disposition l’énergie de réglage pour le GRT – provenant soit d’unités de production aptes au réglage et répondant à des conditions par-ticulières, soit consommateurs finaux offrant la possibilité d’ef-facement (en par-ticulier de grands consom-mateurs remplis-sant les condi-tions nécessaires)

Fournit d’énergie pour la compen-sation des pertes ohmiques

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Fournisseur Etablit et transmet les programmes prévisionnels aux responsables de groupes-bilan (selon contrat de services bilatéral)

Reçoit des GRD les données de mesure de ses consommateurs finaux

Consommateur final

>>>Voir le rôle de fournisseur de services système

Figure 3 Rôles principaux et tâches associées dans le cadre de la gestion des bilans d’ajustement

3.5. Conséquences de la gestion des bilans d’ajustement sur les acteurs et leurs rôle

(1) La gestion des bilans d’ajustement engendre les conséquences suivantes pour les divers rôles:

Gestionnaire du réseau de transport

• Responsabilité fixée et limitée par contrat et la législation

• Automatisation des procédures

• Compatibilité avec l’étranger

• Acquisition et rétribution de l’énergie de réglage selon des critères uniformes et transparents

• Facturation conforme aux dispositions légales des coûts de l’énergie de réglage sous forme d’énergie d’ajustement

Gestionnaire du réseau de distribution

• Responsabilité fixée et limitée par contrat et la législation

• Séparation des activités de réseau des activités de marché

• Règles claires dans le cadre de la gestion des données de mesure

Responsable de groupe-bilan

• Responsabilité fixée et limitée par contrat et la législation

• Automatisation des processus

• Compatibilité avec l’étranger

Responsable du groupe-bilan pour les énergies renouvelables

• Responsabilité fixée et limitée par contrat et la législation

• Automatisation des procédures

Commerçant/négociant • Responsabilité fixée et limitée par contrat

• Automatisation des procédures

• Effet de quantité

• Nouvelles possibilités de négoce

Producteur • Responsabilité fixée et limitée par contrat

• Automatisation des procédures

• Nouvelles possibilités de commercialisation, par exemple possibilité de participer au marché de l’énergie de réglage, pour autant que les exigences techniques et organisationnelles soient remplies

Fournisseur • Responsabilité fixée et limitée par contrat

• Automatisation des procédures

• Effet de quantité, l’effet de foisonnement peut être utilisé

• Nouvelles possibilités de vente à tous les niveaux de réseau

Consommateur final • Libre choix du fournisseur

• Possibilité de soutirer de l’énergie à un ou à plusieurs négociants

• Possibilité de participer au marché de l’énergie de réglage pour les consommateurs interruptibles, pour autant qu’ils répondent aux conditions

Figure 4: Conséquences de la gestion des bilans d’ajustement du point de vue des rôles

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3.5.1. Conséquences pour le gestionnaire du réseau de transport (GRT)

3.5.1.1. Responsabilités fixées par contrat

(1) La séparation nécessaire des activités de production, de transport et de distribution afin que l’accès au réseau soit non discriminatoire exige que les responsabilités liées aux différents rôles soient clairement fixées et délimitées. Les interfaces entre les rôles doivent être réglées par contrats.

(2) Le fait que tous les consommateurs finaux soient agrégés au travers des fournisseurs dans des groupes-bilan permet au GRT de n’avoir dans le cadre de la gestion des bilans d’ajustement qu’un seul répondant par groupe-bilan, soit le responsable de groupe-bilan, comme partenaire contractuel et comme contact.

3.5.1.2. Automatisation des procédures

(1) Par le libre choix du fournisseur, le nombre des relations entre les acteurs va croître fortement. Pour pouvoir maîtriser le flux de données, il est indispensable de mettre en place des procédures automatisées. L’introduction de groupes-bilan permet d’attribuer clairement les domaines d’activité et de définir les interfaces, si bien qu’il en résulte une base solide pour une automatisation des procédures. L’activité de mesure prend une importance primordiale, car elle livre des données essentielles pour les procédures nécessaires.

3.5.1.3. Compatibilité avec les pays voisins

(1) Le fonctionnement de la collaboration opérationnelle avec les gestionnaires des réseaux des pays voisins est assuré.

3.5.1.4. Acquisition et rétribution de l’énergie de réglage

(1) Le gestionnaire de réseau de transport acquiert l’énergie de réglage de manière transparente, non discriminatoire et conforme aux principes du marché et la facture aux groupes-bilan en tant qu’énergie d’ajustement. (Art. 22 Al. 1 et Art. 15 Al. 1 Litt. b OApEl).

(2) Le système des groupes-bilan permet de distinguer clairement l’énergie d’ajustement, des transactions d’énergie et des autres services-système. Ainsi, les coûts des activités peuvent être imputés à leurs auteurs.

3.5.1.5. Gestion des bilans d’ajustement

(1) Le GRT assure le bon déroulement de la gestion des bilans d’ajustement (Art. 20 Al. 2 Litt. b LApEl).

3.5.2. Conséquences pour les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD)

3.5.2.1. Séparation des activités de réseau et des activités de marché

(1) Afin de garantir l’accès non discriminatoire des tiers au réseau, les gestionnaires de réseaux de distribution doivent séparer leurs activités de réseau et leurs activités de marché, du moins au niveau de la comptabilité et du traitement des informations (Art. 10 LApEl).

3.5.2.2. Gestion des données de mesure

(1) L’ouverture du marché engendre la gestion d’un grand nombre de données de mesure indispensables au traitement et à la facturation des transactions d’énergie des commerçants/négociants et des fournisseurs. Une gestion professionnelle et automatisée des données de mesure est ainsi particulièrement importante dans les réseaux de distribution. Le calcul et l’imputation des coûts dus à la gestion de ces données de mesure sont à régler selon le Metering Code Suisse (MC).

3.5.3. Conséquences pour les commerçants/négociants

3.5.3.1. Responsabilités fixées par contrat

(1) Voir 3.5.1.1

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3.5.3.2. Automatisation des procédures

(1) Voir 3.5.1.2

3.5.3.3. Nouvelles possibilités de négoce

(1) Un concept de gestion des bilans d’ajustement bien réfléchi permet aux commerçants/ négociants de tenter leur chance sur d’autres marchés géographiques et de développer de nouveaux produits.

3.5.4. Conséquences pour les fournisseurs

3.5.4.1. Responsabilités fixées par contrat

(1) Voir 3.5.1.1

(2) Le grand nombre d’options contractuelles permet aux fournisseurs de choisir eux-mêmes le degré de flexibilité dans leur approvisionnement et dans le déroulement de leurs livraisons.

3.5.4.2. Automatisation des procédures

(1) Voir 3.5.1.2

3.5.4.3. Effet de quantité

(1) Le fait de pouvoir grouper divers acteurs du marché dans des groupes-bilan permet une meilleure répartition des coûts (répartition sur un plus grand volume).

3.5.4.4. Effet de foisonnement

(1) Si chaque consommateur final devait transmettre des programmes prévisionnels au GRT, il en résulterait des différences entre prévision et réalité pour chaque consommateur final. L’introduction du modèle des groupes-bilan permet d’utiliser l’effet de foisonnement. Les programmes prévisionnels pour un groupe-bilan complet peuvent être pronostiqués avec plus de précision que pour des consommateurs finaux considérés individuellement. Puisque les variations de consommation des consommateurs finaux se compensent généralement au moins partiellement, les différences entre programmes prévisionnels et consommation réelle de tout un groupe-bilan devraient être plus faibles que la somme de celles entre programmes et consommations de tous les consommateurs pris isolément. Le foisonnement réduira l’énergie d’ajustement nécessaire à un groupe-bilan par rapport à un système traitant chaque transaction.

3.5.4.5. Nouvelles possibilités de négoce

(1) Un concept de gestion des bilans d’ajustement bien réfléchi permet aux fournisseurs de tenter leur chance auprès de nouvelles catégories de clients et sur d’autres marchés géographiques ainsi que de développer de nouveaux produits.

3.5.5. Conséquences pour les producteurs

(1) Le modèle des groupes-bilan permet aux producteurs d’injecter de l’énergie et de la livrer (en endossant eux-mêmes le rôle de fournisseur ou par l’intermédiaire d’un fournisseur tiers) à des consommateurs finaux à tous les niveaux de réseau. La participation au marché de l’énergie de réglage représente aussi une nouvelle option de commercialisation. Les producteurs gagnent ainsi en flexibilité et peuvent s’assurer de nouvelles possibilités de vente. A la manière d’un consommateur final, un producteur peut transférer ses unités de production (= points d’injection) dans un autre groupe-bilan par une action de « changement de producteur ».

3.5.6. Conséquences pour les consommateurs finaux

3.5.6.1. Libre choix du fournisseur et, le cas échéant, du négociant/commerçant

(1) Le concept de gestion des bilans d’ajustement est une condition essentielle à la réalisation du marché de l’énergie électrique et permet aux clients finaux de choisir librement leur fournisseur.

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(2) Pour que cette liberté de choix puisse être exercée, il est absolument nécessaire que les procédures permettant un changement simple et non discriminatoire de fournisseur soient définies avec précision et documentées en conséquence. Il est même possible aux consommateurs finaux interruptibles de participer au marché de l’énergie de réglage.

3.6. Processus de base en cas de changement de fournisseur en rapport avec la gestion de groupes-bilan

(1) Les processus en cas de changement de fournisseur sont décrits ci-dessous

(2) Les scénarios suivants sont possibles:

A) Le client change au profit d’un autre fournisseur à l’intérieur du même groupe-bilan (le consommateur final a un contrat de fourniture complète avec le fournisseur)

Figure 5: Le client passe du fournisseur W au fournisseur X au sein du même groupe-bilan (chaque fois avec fourniture complète)

B) Le client change au profit d’un autre fournisseur (fourniture complète) se trouvant dans un

autre groupe-bilan. De ce fait, le client change de groupe-bilan.

Figure 6: Le client passe du fournisseur W au fournisseur Y dans un autre groupe-bilan (reste une fourniture complète). (3) En cas de changement de fournisseur, la résiliation du contrat de livraison doit avoir lieu en

temps utile par le client final ou par le nouveau fournisseur muni d’une procuration du client.

(4) Pour assurer un déroulement efficient, il faut disposer de processus normalisés. Ces derniers sont décrits dans le document d’application SDAT – CH.

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(5) Le client final peut se faire représenter dans toutes les phases du changement par une personne qu’il mandate, en règle générale par le nouveau fournisseur. Le fournisseur est également autorisé à se faire représenter par le responsable de groupe-bilan qu’il mandate.

(6) Le client final ou le nouveau fournisseur doit fournir préalablement (selon des règles normalisées) les informations nécessaires au gestionnaire du réseau de distribution en cas de changement de fournisseur ou de groupe-bilan.

(7) Outre changer de fournisseur (cas A et B), un client final a également la possibilité de s’alimenter simultanément en énergie auprès d’un fournisseur et d’un ou plusieurs commerçants/négociants. Ce ou ces derniers peuvent se trouver ou non dans le même groupe-bilan que le consommateur.

C) Le client consomme de l’énergie fournie par un commerçant/négociant se trouvant dans un autre groupe-bilan selon un programme prévisionnel (fourniture partielle). Le besoin résiduel en énergie est couvert dans le cadre d’un contrat bilatéral de fourniture de l’énergie manquante conclu avec un fournisseur (contrat ouvert).

Figure 7: Le client continue d’être alimenté par le fournisseur habituel W. Il reçoit cependant en plus des livraisons d’énergie du négociant Z sur la base de programmes prévisionnels.

3.7. Interfaces avec d’autres processus

(1) L’introduction du modèle des groupes-bilan influence aussi d’autres domaines qui ont des interfaces avec lui. Ces domaines, ayant une relation étroite avec la gestion des bilans, sont décrits brièvement ci-après.

3.7.1. Compensation des pertes de réseau

(1) Tout transport d’énergie électrique engendre des pertes qui dépendent de la quantité d’énergie transportée. Par conséquent, il est nécessaire d’injecter plus d’énergie dans le réseau que ce que les consommateurs finaux en ont besoin. L’acquisition de la différence d’énergie est du ressort du GRT pour le réseau de transport et des GRD pour les réseaux de distribution. Sur le réseau de transport, il faut séparer clairement la compensation des pertes et l’énergie de réglage pour que l’imputation et la facturation soient correctes et transparentes. Le gestionnaire de réseau organise l’acquisition de l’énergie de compensation des pertes.

3.7.2. Gestion des congestions

(1) La gestion des congestions (tant à l’intérieur de la Suisse qu’au-delà des frontières) interfère avec la gestion des bilans de la façon suivante : la gestion des congestions peut nécessiter des adaptations à court terme des programmes prévisionnels afin de réduire par exemple la congestion au moyen de mesures de redispatching.

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4. Gestion des programmes prévisionnels (1) La gestion des programmes prévisionnels est une condition nécessaire au maintien de la

sécurité d’approvisionnement dans un marché ouvert avec un système de groupes-bilan.

4.1. Généralité

(1) Un programme prévisionnel représente le besoin en puissance pronostiqué de chaque groupe-bilan par intervalle de temps. Il indique pour chaque intervalle de temps la quantité d’énergie à échanger entre les groupes-bilan ou entre la zone de réglage suisse et l’étranger.

(2) Pour garantir la liberté de choix du fournisseur et le déroulement d’un approvisionnement structuré, la gestion des programmes prévisionnels doit remplir certaines conditions :

� Existence de processus définis pour la gestion des programmes (annonce, réception, validation, etc.). Pour les passages transfrontaliers, les directives ESS

4 (valeurs au ¼

h en MW avec trois positions après la virgule) sont déterminantes

� Délais de nomination à caractère contraignant

� Processus définis pour la correction des programmes la veille (day-ahead), en cours de journée (intraday) ainsi qu’un jour ouvrable suivant (post scheduling) à l’intérieur de la Suisse.

� Définition des formats des données et des voies de transmission des données

� Compatibilité avec les normes européennes

� Harmonisation des formats des programmes et possibilité de décompte des programmes.

(3) Tous les acteurs du marché doivent faire partie d’un groupe-bilan existant ou créer leur propre groupe-bilan. Chaque responsable de groupe-bilan doit communiquer, dans des délais définis, au gestionnaire de réseau de transport les programmes d’échange de son groupe-bilan avec tous les autres groupes-bilan avec lesquels il procède à des échanges d’énergie.

(4) La gestion des programmes prévisionnels engendre pour le gestionnaire de réseau de transport des coûts qu’il doit facturer aux acteurs du marché (Art. 15 Al. 1 Litt. b OApEl).

4.2. Annonce des programmes prévisionnels

4.2.1. Procédure

(1) En règle générale, les programmes prévisionnels sont à communiquer au gestionnaire de réseau de transport jusqu’au début de l’après-midi de la veille du jour de la fourniture (gestion des programmes prévisionnels dite « day-ahead »). Habituellement, les programmes prévisionnels sont indiqués en MW (avec 3 positions après la virgule) avec les intervalles requis (par exemple en h, en ¼ h) pour l’ensemble des 24 h du lendemain (moyennes de valeurs de puissance par intervalle). Des programmes prévisionnels peuvent aussi être annoncés en cours de journée (intraday) ou plus tard, selon les règles d’annonce définies par le GRT.

(2) Le gestionnaire de réseau de transport transmet un accusé de réception au responsable de groupe-bilan peu après la réception des programmes prévisionnels. Cet accusé de réception confirme que le gestionnaire de réseau de transport a bien reçu le programme prévisionnel et qu’il a été enregistré, mais il ne confirme pas encore le bon formatage ni la faisabilité du programme prévisionnel.

(3) Au cours de l’après-midi, le gestionnaire de réseau de transport vérifie le formatage et valide la cohérence et la faisabilité du programme prévisionnel reçu. Lorsque le résultat de la vérification est négatif, le gestionnaire de réseau de transport invite le responsable de groupe-bilan à corriger le programme prévisionnel dans un délai donné. Si à l’échéance du délai aucun programme prévisionnel validé ne voit le jour, les règles définies à l’avance par le GRT sont appliquées pour la gestion de ce cas. Si le résultat de la vérification est concluant, le gestionnaire de réseau de transport envoie au responsable de groupe-bilan la confirmation du programme prévisionnel.

4 ETSO Scheduling System, cf. la bibliographie.

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(4) Le responsable du groupe-bilan ne peut compter sur l’exécution de son programme prévisionnel qu’à condition d’avoir reçu la confirmation de ce programme. Tous les programmes prévisionnels confirmés par le gestionnaire de réseau de transport engagent le responsable de groupe-bilan.

4.2.2. Responsabilité

(1) Le responsable du groupe-bilan est responsable des programmes prévisionnels communiqués au gestionnaire de réseau de transport et de leur transmission en temps opportun. Le gestionnaire de réseau de transport confirme la réception et la faisabilité des programmes prévisionnels. Cependant, si le responsable de groupe-bilan ne reçoit aucune notification, il lui incombe de vérifier l’envoi des programmes prévisionnels et de faire procéder à cet envoi, le cas échéant.

(2) Avant d’envoyer son programme prévisionnel au gestionnaire de réseau de transport, le responsable du groupe-bilan harmonise son programme prévisionnel avec ceux des autres groupes-bilan. On peut ainsi assurer que le GRT recevra des deux responsables de groupes-bilan une annonce cohérente de programmes prévisionnels.

(3) Les conséquences éventuelles du manque, d’erreurs ou d’incohérence d’annonces de programmes prévisionnels sont à la charge du responsable du groupe-bilan.

Figure 8: Processus de l’annonce des programmes prévisionnels (illustration simplifiée)

4.2.3. Congestions

(1) Les annonces de programmes prévisionnels sont réceptionnées sous réserve de vérification des congestions sur le réseau et, le cas échéant, des capacités attribuées. Dans tous les cas de figure, le gestionnaire de réseau de transport doit vérifier la faisabilité des programmes prévisionnels annoncés. Le gestionnaire de réseau de transport a le droit de refuser les programmes prévisionnels annoncés, en motivant son refus, en vertu des dispositions réglementaires relatives à la sécurité des réseaux. Il en informe directement les groupes-bilan concernés. Par ailleurs, la cause et la durée probable de la congestion devraient être publiées sur internet par le gestionnaire du réseau de transport afin de garantir la transparence et l’absence de discrimination.

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5. Energie de réglage et d’ajustement

5.1. Généralités

(1) La gestion du bilan d’ajustement, qui a pour but de garantir l’équilibre permanent entre la production et la consommation d’électricité, nécessite le recours à des réserves de réglage. Du point de vue de l’exploitation technique, on distingue trois types de réserves de réglage : les réserves de réglage primaire, secondaire et tertiaire. Pour mieux comprendre leur fonctionnement, il convient d’expliquer ensemble ces trois types de réglage, bien que leur organisation et leur rémunération diffèrent en règle générale. Les principaux acteurs impliqués sont le gestionnaire de réseau de transport et les fournisseurs de services système

(2) L’acquisition de l’énergie de réglage pour l’ensemble de la zone de réglage suisse se déroule sur un marché d’énergie de réglage. Bien que les règles contractuelles établies par l’ENTSO-E définissent les principes généraux du fonctionnement et les exigences techniques des réserves de réglage, les marchés de l’énergie de réglage ne disposent pas encore de normes européennes unifiées décrivant leur organisation.

(3) Or, l’efficacité et la fiabilité d’un marché des énergies de réglage dépendent fortement de son organisation concrète. Les règles du marché doivent assurer la concurrence, la transparence, l’efficience et l’égalité de traitement afin d’empêcher par exemple des distorsions indésirables de ce marché.

(4) Les acteurs ont l’obligation de veiller à ce que les capacités contractées par le GRT en tant que réserve de réglage restent bien disponibles et ne soient pas proposées deux fois sur le marché.

5.2. Les différents types de réglage

5.2.1. Définitions

5.2.1.1. Réglage primaire

(1) Action consistant à rétablir automatiquement et immédiatement (en l'espace de quelques secondes) l'équilibre production-consommation de l'ensemble du réseau interconnecté en maintenant la fréquence dans les limites admises. En cas de différences entre production et consommation caractérisées par des variations de fréquence, la production de centrales munies d’un régulateur de fréquence est automatiquement augmentée ou diminuée afin de compenser ces variations.

5.2.1.2. Réglage secondaire

(1) Action consistant à maintenir automatiquement le programme prévu d'échange de la zone de réglage suisse vis-à-vis du reste du réseau interconnecté à sa valeur de consigne, sans toutefois entraver le fonctionnement du réglage primaire. Le bon fonctionnement du réglage secondaire ramène la puissance d’échange et la fréquence du réseau à leurs valeurs de consigne.

(2) Dans ce but, la zone de réglage suisse dispose d’un régulateur de réseau (réglage automatique fréquence/puissance) ayant un temps de réaction de l'ordre de quelques minutes. Les consignes de réglage générées par régulateur de réseau agissent sur des unités de production qui se tiennent à la disposition du gestionnaire de réseau de transport et modifient les puissances fournies par ces unités.

5.2.1.3. Réserve tertiaire

(1) La décision d’activation partielle ou totale de la réserve tertiaire permet de reconstituer la réserve secondaire et, partant, de rétablir de manière suffisante la plage de réglage secondaire. Par cette intervention, les programmes prévisionnels d’échange de la zone de réglage continuent de pouvoir être tenus, même si la réserve secondaire ne suffit plus (par exemple en cas de panne d’unité de production).

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5.2.2. Organisation des marchés d’énergie de réglage

5.2.2.1. Généralités

(1) Les règles et conditions de participation aux marchés de l’énergie de réglage sont publiées sur la page internet de Swissgrid.

5.2.2.2. Acquisition de la réserve primaire

(1) La réserve primaire est acquise par le GRT, de manière transparente et non discriminatoire, au moyen d’un appel d’offres sur le marché. Les règles d’ENTSO-E prescrivent les réserves minimales de chaque zone de réglage. Une procédure de qualification assure que seules les unités de production appropriées participent aux appels d’offre du gestionnaire de réseau de transport : les unités de production contribuant au réglage primaire doivent être exploitées avec un point de fonctionnement permettant d’augmenter et d’abaisser la puissance fournie dans une plage définie (plage de réglage).

5.2.2.3. Acquisition de la réserve secondaire

(2) La réserve secondaire est acquise par le GRT, de manière transparente et non discriminatoire, au moyen d’un appel d’offres sur le marché. Les règles d’ENTSO-E prescrivent les réserves minimales de chaque zone de réglage. Une procédure de qualification assure que seules les unités de production appropriées participent aux appels d’offre du gestionnaire de réseau de transport: les unités de production contribuant au réglage secondaire doivent être exploitées avec un point de fonctionnement permettant d’augmenter et d’abaisser la puissance fournie dans une plage définie (plage de réglage).

5.2.2.4. Acquisition de la réserve tertiaire

(1) Dans le cadre d’une procédure d’appel d’offres, les acteurs du marché (producteurs, commerçants / négociants, fournisseurs, consommateurs finaux) informent le GRT dans quelles conditions et dans quelles plages horaires ils seraient prêts à mettre à disposition du GRT une puissance définie (positive ou négative), à fournir ou à effacer une certaine quantité d’énergie. Le GRT peut fixer des durées minimales ou des quantités minimales à respecter. Le GRT classe les offres dans « l’ordre du mérite » et y recourt en fonction des besoins.

(2) La figure ci-dessous illustre le mécanisme des offres en cas de besoins supplémentaires (blocs verts) et de réductions (blocs bleu clair). En cas de besoins supplémentaires, on recourt d’abord à l’offre meilleure marché. Lorsqu’il faut réduire la puissance, on sert d’abord les plus offrants. Le choix parmi les offres destinées à couvrir la demande d’augmentation ou de réduction dépend de la quantité de puissance / d’énergie requise.

Figure 9: Mécanisme de marché pour le marché de l’énergie de réglage (exemple)

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5.3. Energie d’ajustement

(1) L’énergie d’ajustement se réfère à l’écart entre, d’une part, les programmes prévisionnels (import et export / achat et vente) annoncés et, d’autre part, les soutirages et injections réellement mesurés des consommateurs et des producteurs appartenant au groupe-bilan. Elle consiste ainsi en une pure grandeur comptable permettant au GRT de facturer, selon des critères clairement définis et en respectant le cadre légal, les coûts d’acquisition de l’énergie de réglage aux responsables de groupes-bilan. Les prix de l’énergie d’ajustement dépendent de ce fait de ceux de l’énergie de réglage. Ils doivent de plus inciter activement les responsables de groupes-bilan à minimiser l’énergie d’ajustement.

(2) De ce fait, il faut distinguer divers prix pour l’énergie d’ajustement, en fonction de la situation du réseau dans la zone de réglage et de l’état du groupe-bilan au moment donné, comme l’illustre la figure ci-dessous.

Zone de réglage

short

(Déficit)

long

(Excédent)

Groupe-bilan

short (déficit) (I) RGB paye

Prix A

(II) RGB paye

Prix B

long (excédent) (III) RGB reçoit

Prix C

(IV) RGB reçoit

Prix D

= Le groupe-bilan a un effet stabilisant pour le système

= Le groupe-bilan a un effet déstabilisant pour le système

Figure 10: Possibilités de formation des prix en fonction de l’état du système et de celui du groupe-bilan

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Cas I Les besoins en énergie de la zone de réglage et du groupe-bilan sont supérieurs à l’approvisionnement. Dans ce cas, l’état du groupe-bilan aggrave l’état du système. (GB-short / déstabilisant pour le système). Cas II Lorsque l’énergie disponible dans l’ensemble de la zone de réglage est supérieure à la consommation, tandis qu’un groupe-bilan affiche une consommation supérieure aux prévisions, ce groupe-bilan améliore l’état du système. Le manque de couverture du groupe-bilan diminue donc le besoin en énergie d’ajustement de la zone. (GB-short / stabilisant pour le système). Cas III Lorsque la zone de réglage accuse un manque de couverture, c’est-à-dire que son besoin en énergie est supérieur à la production, tandis qu’un groupe-bilan dispose d’un approvisionnement supérieur à ses besoins en énergie, ce groupe-bilan améliore l’état du système (comme dans le cas II). (GB-long / stabilisant pour le système). Cas IV La zone de réglage et le groupe-bilan disposent tout deux d’un approvisionnement supérieur à leurs besoins en énergie. Dans ce cas, l’état du groupe-bilan aggrave l’état du système (comme dans le cas I). (GB-long / déstabilisant pour le système). (3) Le GRT publie la définition des Prix A, B, C et D dans les « Règles générales de groupe-

bilan ». Il se réserve explicitement la possibilité d’ignorer l’état de la zone de réglage et de fixer une égalité des prix A et B respectivement C et D, de manière à ne considérer que l’état du groupe-bilan (long ou short). Par la définition des prix A, B, C et D, il est possible de tenir compte de diverses situations telles que prix négatifs, prix tendant vers zéro ou encore prix très élevés.

(4) L’énergie d’ajustement est calculé pour chaque quart d’heure. Elle est facturée ou créditée pour chacun de ces quarts d’heure aux prix de l’énergie d’ajustement définis pour ce quart d’heure.

(5) Le GRT publie à priori les conditions pour les prix de l’énergie d’ajustement et à postériori les prix de l’énergie d’ajustement effectifs pour chaque quart d’heure passé. Il calcule pour chaque responsable de groupe-bilan les montants qui lui seront facturés ou crédités. Le GRT facture ou crédite chaque mois les montants aux responsables des groupes-bilan.

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6. Gestion des données de mesure

6.1. Généralités

(1) La gestion des données de mesure englobe l’acquisition, la mise en forme, le traitement et le transfert des données qui sont nécessaires à la gestion des bilans d’ajustement, y compris des données liées aux changements de fournisseurs ou de groupes-bilan.

(2) Pour distinguer nettement les activités de production, de transport et de distribution, il est indispensable que les données nécessaires à chacun de ces processus soient accessibles à chacun des acteurs impliqués. Suite à l’ouverture du marché et à l’introduction du système des groupes-bilan, la gestion des données de mesure doit être assurée par un système de gestion des données standardisé et adéquat.

6.2. Flux d’information des données de mesure pour la gestion des bilans d’ajustement

(1) Pour pouvoir maîtriser la gestion des bilans d’ajustement, les acteurs doivent disposer de données de la part du gestionnaire de réseau. L’étendue et les procédures de l’échange de données sont décrites dans le Metering Code et dans le document d’application (SDAT CH).

6.3. Attribution des points de mesure

(1) Chaque point de mesure est attribué à un et un seul groupe-bilan et à un seul fournisseur. Ceci ne signifie nullement que le client final ne puisse pas alimenter chacun de ses points de mesure par d’autres commerçants / négociants selon des programmes prévisionnels. Le producteur, le client final et le fournisseur auquel est attribué le point de mesure ont le droit de recevoir les valeurs de mesure.

(2) Le gestionnaire de réseau (en général du réseau de distribution, rarement du réseau de transport) est responsable que tous les points de mesure des clients finaux et des unités de production raccordés à son réseau soient attribués en tout temps à des groupes-bilan, des fournisseurs et des producteurs. Des points de mesure non attribués sont rattachés au fournisseur de l’approvisionnement de base.

6.4. Données de mesure

(1) Chaque gestionnaire de réseau installe et opère toutes les installations nécessaires à l’acquisition complète des valeurs de puissance et d’énergie requises et il transmet ces données aux ayants droit.

(2) Les détails techniques de la mise à disposition des données de mesure sont spécifiés dans le Metering Code.

6.5. Relevé de la courbe de charge

(1) Tous les consommateurs finaux changeant de fournisseur ainsi que les unités de production dont la puissance est supérieure à 30 kVA doivent être équipés d’un système de relevé de la courbe de charge muni d’une transmission automatique des données (Art. 8 Al. 5 OApEl). Des exceptions à cette règle existent pour les unités de production anciennes avec financement des frais supplémentaires (FFS, en allemand RPC) selon Art. 29 OApEl et Art. 28a LEne.

(2) Les courbes de charge de ces unités de production/consommateurs finaux sont constituées de valeurs mesurées à des intervalles de temps définis et sont régulièrement relevées à distance. Ainsi, les données importantes pour l’établissement des programmes prévisionnels sont toujours disponibles en temps utile. Pour l’équilibre des bilans, chaque frontière entre réseaux doit être équipée d’un relevé de la courbe de charge. D’autres particularités sont stipulées dans le Metering Code respectivement dans le document d’application (SDAT-CH).