Synthèse du bilan sûreté

2014

SommaireIntroduction

Evénements significatifs systèmePage 5

Situations d’exploitation rencontréesPage 5

Composantes matérielles de la sûretéPage 8

Outils, projets et perspectives élargiesPage 10

Structure du système et règles de conceptionPage 11

Contribution à la sûreté des moyens humains et des organisationsPage 12

Évolution des référentiels sûreté et des règles de contractualisationPage 12

La sûreté au-delà de RTEPage 13

Audits sûretéPage 14

ConclusionPage 15

Glossaire Page 17

IntroductionSynthèse du bilan sûreté 2014

RTE publie chaque année le bilan sûreté de l’année écoulée. Le document présent fournit les principaux éléments relatifs à la sûreté de fonctionnement du système électrique pour

l’année 2014, et les actions en cours pour préparer la sûreté de demain, dans un contexte

de réseau européen interconnecté. Il permet également d’effectuer des comparaisons

avec les années précédentes et de dégager des tendances pluriannuelles

dans différents domaines.

Le glossaire thématique en fin de document précise les termes spécifiques.

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A | Événements significatifs systèmeRTE mesure chaque année la sûreté d’exploitation du sys-tème électrique en capitalisant les Événements Significatifs Système (ESS), classés selon une échelle de gravité allant de 0 à F. Ces événements reflètent la survenue d’incidents

dont les origines peuvent être multiples. L’échelle de RTE est compatible avec l’échelle ICS (Incident Classification Scale) à quatre niveaux d’ENTSO-E.

De bons résultats en termes d’ESS.

Avec 30 ESS A et 1 ESS B, le bilan de l’année 2014 reflète des résultats meilleurs qu’en 2012 et 2013.L’événement le plus pénalisant en 2014 a été la perte pen-dant une durée supérieure à deux heures, du Système Ré-gional de Conduite (SRC), dont les conséquences se sont traduites par des pertes d’observabilité sur la région Sud-Est, entraînant le basculement en assistance dispatching vers les groupements de postes de la plaque.

Pour les ESS A, on note une baisse dans toutes les ru-briques (réseau, exploitation, production, distribution), à l’exception de celle relative aux moyens de conduite. La modification de la grille des ESS, applicable au 1er janvier 2014, conduit en effet à élargir le périmètre de capture dans cette rubrique afin d’en renforcer les exigences.Parmi les ESS A, on dénombre 4 ESS A provoqués par des pertes d’outils d’étude pour la conduite pendant plusieurs heures, 3 ESS A pour déclenchement définitif de plusieurs départs dans des postes 400 kV et 225 kV, 2 ESS A pour perte de serveurs en régions, 2 ESS A pour baisse de pro-duction et réduction des marges d’exploitation, 2 ESS A pour échec d’essai périodique de renvoi de tension vers des groupes nucléaires.Pour ce qui concerne les pertes d’asservissement des groupes aux réglages primaire et secondaire de fréquence et tension pendant plus de deux heures (classés ESS 0), on note en 2014 un comportement très similaire à celui de 2013, globalement satisfaisant.

B | Situations d’exploitation rencontréesD’un point de vue météorologique, l’année 2014 a été ex-ceptionnellement chaude en France et en Europe, avec un été particulièrement frais. Sur l’ensemble de l’année, les températures ont été en moyenne supérieures de 1,2 °C par rapport aux températures normales.

Le pic de consommation à 82 500 MW, le plus faible de-puis 2004, se situe à 19 600 MW en-deçà du pic historique de février 2012. Le gradient de température en hiver à 2 400 MW/°C reste stable.

Les exportations les plus élevées depuis 2002

La consommation brute est en recul de 6 % par rapport à celle de 2013. Elle s’établit à 465,3 TWh, soit le niveau le plus bas depuis 2002. La grande variabilité des niveaux de consomma-tion d’une année sur l’autre, tant en énergie annuelle qu’en puissance de pointe, montre que le système électrique doit s’adapter à des conditions climatiques très contrastées et incertaines, notamment aux vagues de froid. Avec 65,1 TWh, le solde annuel exportateur de la France atteint son niveau le plus élevé depuis 2002. Le solde est exportateur avec tous les pays limitrophes, sauf avec l’Alle-

magne. On note la situation particulière des exportations vers la Belgique durant l’hiver 2014-2015 (16,6 TWh) pour assurer l’équilibre offre/demande belge en dépit des indis-ponibilités du parc belge.La variabilité croissante des situations d’import ou export à toute période de l’année, et donc celle des flux physiques sur le réseau, se confirme d’année en année avec la crois-sance des ENR et les possibilités d’optimisation court terme sur les marchés. Les échanges infra-journaliers atteignent 15 % des échanges contractuels aux frontières.

ESS ≥ A 2010 2011 2012 2013 2014

Réseau de transport

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Exploitation système 43 17 17 14 7

Moyens de conduite 7 4 8 10 14

Production 1 3 3 7 4

Distribution 1 0 3 0 0

Total ≥ A 60 29 35 40 31

Répartition des ESS par domaine sur les cinq dernières années

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B-1 l Équilibre offre-demande court terme et fréquence

Avec 8 déficits de marge à la hausse et 3 à la baisse, l’année 2014 s’est avérée moins contrainte que 2013 pour la ges-tion de l’équilibre offre-demande. Sur une année qui a été clémente, et avec une bonne disponibilité du parc français, ces insuffisances de marge à échéance peuvent cependant révéler un besoin croissant de souplesse dans le pilotage de l’équilibre offre-demande, dans un contexte de mix

énergétique en forte évolution. Ce constat souligne la né-cessité pour RTE, de renforcer ses exigences contrac-tuelles et de poursuivre ses actions de surveillance et de sensibilisation des acteurs, pour s’assurer de la bonne déclaration des contraintes techniques des groupes par les producteurs, et des réalisations effectives sur le méca-nisme d’ajustement.

Une tenue de fréquence meilleure qu’en 2013

La tenue de la fréquence du système interconnecté euro-péen a confirmé, dans la tendance de 2013, une décrois-sance significative du nombre d’écarts tant à la baisse qu’à la hausse. Le cumul annuel des situations les plus risquées pour lesquelles le système européen a consommé une grande partie de sa réserve primaire et présente donc un risque face à la survenue d’un nouvel aléa, s’établit à 59 min (1 h 34 min en 2013).

Avec un minimum à 49,87 Hz, l’année 2014, n’a pas connu d’écart supérieur à 150 mHz. Pour ce qui est des fréquences hautes, on enregistre une excursion à 50,127 Hz (50,145 Hz en 2013), plus éloignée du seuil à risque de déclenchement de 50,2 Hz pour les installations photovoltaïques.

Un ESS A (trois en 2013) a été enregistré pour un écart de fréquence à la hausse supérieur à 100 mHz, observé pendant 1 minute et 30 secondes lors du changement de parallèle de 01 h 00 le 18/12. La qualité du réglage sur la zone française, et sa contribution à la maîtrise des écarts de fréquence européenne sont systématiquement suivies par un indicateur qui mesure le nombre de fois où l’écart de réglage fréquence-puissance français contribue à la dégradation de la fréquence, sans être résorbé en moins de 15 minutes. La tendance de cet indicateur reflète une augmentation des situations pour lesquelles les moyens à la disposition des opérateurs ne présentent pas suffisam-ment de souplesse pour absorber rapidement les fluctua-tions importantes de puissance, notamment aux heures rondes avec changement de parallèle de plusieurs GW.

Pour anticiper au mieux les situations pour lesquelles l’écart de réglage français pourrait contribuer à une dégradation de la fréquence européenne et préparer la mise en œuvre des actions nécessaires, RTE a développé l’outil prévision-nel MARTI (Modèle d’Anticipation de Réglage Temps-Réel Infrajournalier). Les opérateurs peuvent ainsi élaborer les stratégies d’ajustement en fonction des moyens dispo-nibles et de leur délai de mise en œuvre, afin de maîtri-ser la fréquence.

En octobre 2014, les outils de ges-tion de l’EOD court-terme utilisés au CNES (Centre National d’Ex-ploitation Système) ont fait l’objet d’une présentation à l’ENTSO-E, dans la perspective de davantage d’harmonisation et de coordination autour des méthodes et outils.

Parallèlement, ENTSO-E a mené en 2014 des travaux permettant de déterminer la robustesse du sys-tème interconnecté face aux aléas de 1 000 MW et plus, en corrélant

la déviation de fréquence à l’amplitude de l’aléa. Ce type de suivi pluriannuel s’avère nécessaire pour caractériser les situations à risque fréquence, d’autant plus que l’iner-tie globale du parc européen tend à décroître du fait de l’implantation des EnR et de la multiplication d’injecteurs de type station de conversion.

Enfin, dès mi-2014, RTE et les GRT européens ont engagé des travaux préparatoires d’analyse de risque et de coor-dination pour maîtriser l’EOD et la fréquence européenne lors de l’éclipse du 20 mars 2015.

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2010 2011 2012 2013 2014

F-Fref < -100 mHz 151 114 232 153 120

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

F-Fref < +100 mHz 270 193 236 105 70

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

Bilan des échanges aux frontières sur les quatre dernières années

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

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B-2 l Gestion de la tension

L’année n’ayant pas connu de période très froide, ni de transits transfrontaliers particulièrement contraignants, le risque d’écroulement en tension a été faible et aucune dégradation significative de tension à la baisse n’a été en-

registrée. Les avaries sur les batteries de condensateurs 400 kV ont pu être gérées à la faveur d’un hiver particuliè-rement doux.

Mise en service du Compensateur Statique de Puissance Réactive de Nanterre

Cependant, en prévision d’hivers plus froids et de condi-tions plus difficiles, RTE a poursuivi ses efforts en mettant en conduite de nouveaux moyens de compensation, en perfectionnant leur contrôle commande, en se dotant de moyens d’études détaillées et en poursuivant les travaux avec les producteurs, sur les capacités des groupes à four-nir ou absorber de l’énergie réactive. L’année 2014 a ainsi vu l’installation de batteries de conden-

sateurs dans le Sud-Ouest et en Normandie, ainsi que d’un CSPR (Compensateur Statique d’Énergie Réac-tive) au poste 225  kV de Nanterre, destiné à amé-liorer la tenue de tension de l’ouest parisien. Les tra-vaux sur le renforcement du plan de défense en ten-sion ont été poursuivis.

L’apparition de tensions trop hautes, moins directement cri-tiques pour la sûreté, nécessite pour les gérer l’enclenche-ment de selfs, la mise hors tension de liaisons et l’absorption de puissance réactive par les groupes de production, ce qui peut conduire à fragiliser le système électrique. L’occurrence de ces situations est renforcée par le développement des ré-seaux souterrains et la croissance des ENR en HTA. Des tra-vaux en concertation avec les producteurs et les GRD sont en cours dans le cadre de l’élaboration des nouvelles règles services système tension, qui permettront de bien répondre au besoin de gestion des tensions basses et des tensions hautes. La méthode d’étude des tensions hautes pour déci-sion d’investissement, expérimentée en 2013, a été validée ; elle est désormais appliquée dans plusieurs études sur l’en-semble de la France. Dans le Sud-Est, des études ont été engagées avec TERNA pour la gestion coordonnée du plan de tension sur la zone transfrontalière. Ces démarches com-munes avec d’autres GRT autour de la gestion des ten-sions hautes, sont amenées à se renforcer dans le futur.

B-3 l Gestion des échanges aux frontières, gestion des congestions

Préparation à la mise en conduite de la liaison à courant continu France-Espagne et mise en test du filet de sécurité PACA

La gestion des flux sur le réseau français a été bien maî-trisée en 2014, ceci à la faveur de facteurs conjoncturels, mais aussi structurels et organisationnels, avec notamment une efficacité de gestion renforcée à la maille régionale via CORESO, permettant la mise en œuvre d’actions coordon-nées entre GRT. Comme en 2013, les limites de capacité d’échange entre la France et l’Allemagne ont été atteintes près de la moitié du temps, en raison de contraintes sur les réseaux, provo-quées par la production éolienne du nord de l’Allemagne. Côté Espagne, l’interconnexion a été saturée 67  % du temps, dont 45 % de la France vers l’Espagne. La capaci-té d’échange entre les deux pays sera doublée en 2015 avec la mise en service de la liaison HVDC Baixas-Santa Llogaia. L’année 2014 a vu se dérouler avec REE, de nom-breux travaux de préparation à la mise en conduite de l’ouvrage, notamment la définition du mode d’exploitation hybride panachant les modes de « consigne point fixe » et « émulation signal alternatif ».La liaison France-Angleterre a connu cette année une bonne disponibilité, ce qui a permis d’augmenter les échanges avec l’Angleterre.

RTE a mis en place avec ELIA et TENNET-NL un proces-sus opérationnel piloté par CORESO et approuvé par l’ensemble des régulateurs de la zone CWE, donnant la possibilité, en situation de crise, de modifier les NTCs de la zone CWE pour augmenter les capacités d’importation

CSPR de Nanterre

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Tirage de câbles en galerie sur le chantier de la liaison électrique France-Espagne

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de la Belgique, et lui permettre ainsi de faire face à l’indisponibilité de plusieurs groupes nucléaires. A la demande d’ELIA, la mise en place opération-nelle du couplage de marchés par la méthode Flow Based, qui modélise le lien entre les échanges com-merciaux et les flux physiques, initialement prévue fin 2014 a été reportée à mai 2015, après un « parallel run » fructueux qui a permis de renforcer la coordi-nation opérationnelle au sein de la zone CWE, et l’harmonisation des règles de sûreté. Enfin, à l’automne 2014, le « filet de sécurité PACA » a été mis en service pour tests. Avec trois nouvelles liaisons souterraines à 225 kV et des selfs adaptées, il permettra de renforcer la structure d’alimentation de la zone.

B-4 l Courts-circuits

Le fort taux de foudroiement en 2014 a provoqué une hausse du nombre de courts-circuits sur les ouvrages de transport. Cependant, cette hausse n’a pas eu d’impact sur la fréquence de coupure qui a d’ailleurs affiché une baisse par rapport à 2013. A l’échelle nationale, les causes principales des courts-circuits sont d’origine atmosphé-

rique : 50 % dus aux orages (ce taux atteint 84 % dans le Sud-Est), 5,3 % dus au vent et aux inondations. Les avaries matérielles comptent pour 2,9 % des causes avérées. On constate en 2014 un taux de causes avérées de 62 %, en retrait par rapport à 2013. Parmi les causes «présumées», une part prépondérante revient à l’activité avifaune.

Engagement du projet de Localisation Automatique de Défaut

Avec 2,8 % du total, la part de défauts permanents est en recul. Ces défauts permanents conduisent à la perte de l’ouvrage, alors que les courts-circuits fugitifs n’affectent pas la disponibilité des ouvrages lorsque les protections fonctionnent correctement.Seuls 5 % des défauts affectant le réseau 400 kV sont poly-phasés. Dans des conditions particulières d’exploitation, un défaut polyphasé mal éliminé peut engager la stabilité transitoire des groupes. À cet égard, les temps d’élimina-tion constatés en 400 kV montrent que la très grande ma-

jorité des défauts a été éliminée en respectant le temps critique d’élimination. Le risque d’une perte de stabilité a donc été faible.Au vu du grand nombre de défauts affectant annuelle-ment le réseau, notamment en période d’orage, et leurs conséquences sur les coupures de clientèle, RTE a enga-gé en 2014 le projet LAD (Localisation Automatique de Défaut) qui permettra de localiser plus rapidement le défaut sur l’ouvrage et donc de diminuer la durée d’in-disponibilité de celui-ci.

C | Composantes matérielles de la sûretéC-1 l Groupes de production

La contribution des groupes à la tenue de tension leur confère un rôle important en matière de sûreté. Les limita-tions en fourniture de réactif peuvent être pénalisantes pour la gestion des tensions basses (risque d’écroulement) ; les limitations en absorption quant à elles, peuvent conduire à des tensions hautes (risques pour les matériels). EDF et RTE échangent deux fois par an sur les capacités réactives des groupes et leurs limitations, ce qui permet à RTE de mener des études dynamiques de tension précises, en utilisant des diagrammes Q/U réalistes. La dynamique impulsée ces dernières années en matière de réduction des écarts des capacités réactives des groupes a été confirmée en 2014 : les écarts cumulés en absorption se situent en-de-

çà de l’aléa industriel dit « normal » ; les écarts cumulés en fourniture marquent aussi une nette baisse et devraient s’aligner sur l’aléa « normal » courant 2015. Dans l’éventualité de la mise hors tension d’une importante portion du territoire après un incident de grande ampleur et de la reprise de service, RTE et EDF réalisent chaque année des essais d’îlotages de groupes nucléaires et de renvois de tension vers ces groupes. Ces essais tournants permettent de vérifier tous les quatre ans les capacités d’îlotage des tranches, le comportement physique des ma-tériels des files de renvoi et d’entraîner les opérateurs de RTE et EDF à agir efficacement ensemble dans ces situa-tions rares et stressantes.

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Échanges aux frontières - Journée du 04/12/2014

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C-2 l Équipements réseau

L’analyse de l’élimination des défauts par les protections et disjoncteurs fournit des informations quant à l’adéqua-tion du plan de protection et l’efficacité de la maintenance des équipements. En 2014, 83 % des défauts affectant le réseau 400 kV ont été éliminés en moins de 80 ms et 94 % en moins de 100 ms. Ces mesures sont en accord avec la valeur de référence de 80 ms retenue par l’exploitation pour préserver la stabilité.La disponibilité des protections et automates sur défaut a été quant à elle, de 95,4 %.8 ESS 0 sont dus à un dysfonctionnement des protections différentielles de barre 400 kV et 225 kV. Ces protections qui jouent un rôle majeur pour l’élimination rapide et sélec-tive des défauts font l’objet d’une politique de renouvel-lement, en adéquation avec les taux d’anomalie constatés pour les différents paliers techniques.Concernant les protections numériques contre les ruptures de synchronisme, on note en 2014 un dysfonctionnement sur une ligne transfrontalière 225 kV avec la Belgique.L’indisponibilité des ouvrages de transport, toutes causes confondues a été plus élevée qu’en 2013, avec des chiffres qui se rapprochent de ceux de 2012. On note en revanche en 2014, une bonne disponibilité de l’interconnexion de

2  GW France-Angleterre  ; grâce aux travaux entrepris, elle a été utilisée à l’export 99 % du temps.Pour ce qui est des organes de coupure dans les postes, éléments essentiels pour la sûreté d’exploitation, on relève à l’échelle nationale 105 ESS 0 relatifs à la non-manoeuvra-bilité des sectionneurs d’aiguillage. Ces chiffres en progrès permanent témoignent de l’efficacité des actions entre-prises, tout en soulignant la nécessité de poursuivre l’effort dans la durée.Pour une exploitation du réseau plus proche de ses limites, l’ensemble des liaisons est passé au 1er janvier 2015, d’une surveillance par IMAP (Intensité Maximale Admissible en Permanence) à une surveillance par IST (Intensité de Sur-charge Transitoire) qui tient compte des conditions spéci-fiques à chaque ouvrage.

Enfin, dans le cadre du projet Ampacité, les expérimenta-tions de surveillance dynamique des limites de transit des ouvrages ont été étendues. Une étude a été menée avec ELIA au second semestre 2014 pour analyser l’opportunité de déploiement de systèmes de monitoring sur les lignes d’interconnexion France/Belgique, dans le contexte d’un EOD Belge fragilisé pour l’hiver 2014-2015.

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D | Outils, projets et perspectives élargiesAucune indisponibilité fortuite n’a affecté le Système Na-tional de Conduite (SNC) en 2014. Pour ce qui est des Sys-tèmes Régionaux de conduite (SRC), on recense 4 ESS A et 1 ESS B (l’incident le plus grave pour l’année 2014). L’en-semble des événements fortuits a provoqué une perte d’observabilité cumulée 2,4 fois supérieure à celle de 2013.

La durée totale de perte de manoeuvrabilité quant à elle est 1,3 fois supérieure à celle de 2013. Pour faire face au vieillissement des outils de conduite actuels et offrir aux opérateurs un outil de conduite unique, RTE a lancé le projet STANWAY.

Le secours mutuel inter-dispatchings (SIDRE) opérationnel dès 2015

Le projet SIDRE (Support Inter-Dispatching REgionaux) qui permet d’assurer la conti-nuité de la conduite suite à incident, par se-cours mutuel entre dispatchings régionaux, représente une étape importante du ren-forcement de la sûreté en régime perturbé. Les travaux ont bien avancé en 2014 et les trois zones de reprise Nantes/Saint-Quentin, Lille/Nancy, Lyon/Marseille/Toulouse seront opérationnelles en 2015.

Le SAS (Système d’Alerte et de Sauve-garde), essentiel pour la maîtrise des situa-tions à risques ou dégradées, a affiché un taux d’indispo-nibilité global de 0.36 % (0.25 % en 2013). Les livrables de son successeur, l’outil SACIS (Sauvegarde Alerte Conduite Information de Sûreté), ont été recettés sur plate-forme, et les matériels ont été installés dans les sites centraux.

L’outil de monitoring EAS (ENTSO-E Awareness System) est désormais opérationnel dans l’ensemble des salles de conduite des GRT européens et affiche en temps réel l’écart de réglage de chaque pays, permettant ainsi une meilleure coordination inter-GRT en matière de gestion de la fréquence, via cette vision unifiée.

La plate-forme d’études de réseau Convergence est l’outil de référence pour les études réseau du J-2 au temps réel, tant à RTE qu’à CORESO. La disponibilité globale des serveurs Convergence vue des activités du J-2 au temps réel, a été de 99,94 % (100 % en 2013). L’année 2014 a vu la migration de l’application Convergence vers le Data Center principal. La nouvelle infrastructure couplée à la paralléli-sation des applications devrait permettre d’améliorer les performances de l’outil, notamment de réduire les temps de calcul, aidant ainsi au traitement de certains ralentisse-ments perçus par les utilisateurs.

Pour alerter l’opérateur sur la nécessité de refaire une étude en cas d’écart important sur des hypothèses ou des résultats dans le processus d’Études Coordonnées Court Terme (ECCT), le projet SISTER d’aide aux opérateurs, a mis en exploitation en septembre 2014 le module COMPARE.

Le Système de Téléphonie de Sécurité (STS)-V2 a été déployé dans tous les Centres Exploitation en juillet 2014, renforçant la fia-bilité des communications d’exploitation.

Dans le domaine de la sécurité de son SI, RTE a mené avec succès en 2014, le projet de Réinternalisation des Infrastructures d’Accès Distants et Externes Sécurisés (RIADES) et la mise en exploitation du Centre Opérationnel de Sécurité de RTE (COrS’R). La démarche d’auto-évaluation par rapport à des stan-dards ou référentiels a été reconduite, avec

une attention particulière sur les référentiels de l’ANSSI.

Dans le cadre de la démarche collaborative RTE-ERDF en-gagée en janvier 2013 sur les évolutions de la conduite à l’interface des deux réseaux, notamment en matière de gestion du réactif, plusieurs expérimentations fructueuses ont été conduites en 2014 par les Centres Exploitation et les ACR. Le projet Smartgrid Vendée en est un exemple.

RTE a renouvelé pour l’hiver 2014-2015 son expérimentation en Bretagne, destinée à mobiliser sur le MA des offres lo-cales d’effacement, permettant de sécuriser l’alimentation de la Bretagne pendant les périodes tendues. Suite à ce nou-vel appel d’offres, quatre acteurs ont été retenus pour une puissance de 62 MW. Cette démarche innovante permet de favoriser la participation de petites capacités de 1 MW et plus. Une activation de 11 MW a été réalisée en décembre.

Enfin, depuis le 1er janvier 2014, le nouveau dispositif NE-BEF (Notification d’Échange de Blocs d’Effacements) per-met aux acteurs de valoriser des effacements directement sur le marché.

Zones de repriseinter-dispatchings

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E | Structure du système et règles de conceptionEn 2014, le montant total des investissements de RTE s’est élevé à 1 374 M€, dont 1 243 M€ pour les ouvrages de réseau. Les principaux investissements sur le réseau ont porté sur l’accueil des énergies renouvelables, la fi-nalisation de la nouvelle interconnexion HVDC entre la France et l’Espagne, la sécurisation de l’alimentation de plusieurs régions comme Provence-Alpes-Côte d’Azur et Vendée. Parmi les modifications de structure les plus no-tables pour la sûreté sur le réseau THT, on peut retenir les mises en service des postes électriques 400 kV de Oudon, point d’aboutissement du projet Cotentin-Maine, et des Galoreaux en Pays de Loire, qui ont pour vocation de ren-forcer l’alimentation électrique du Grand Ouest et du sud des Pays de la Loire, ainsi que les essais du « filet sécurité PACA » et de la liaison HVDC France-Espagne.

Le bilan prévisionnel 2014 met en évidence, dans le scé-nario de référence retenu, un déficit de capacité en cas de vague de froid, de 900 MW pour l’hiver 2015-2016, pouvant atteindre 2 GW pour l’hiver 2016-2017. Ce défi-cit confirme la tendance observée par RTE ces dernières années et rend compte de l’effet annoncé des directives environnementales européennes sur les centrales au fioul et au charbon, soit près de 6 GW de fermeture au cours des années 2014 et 2015. Ces estimations seront remises à jour en 2015, lorsque les incertitudes sur certaines hy-pothèses auront été levées (mise aux normes de centrales

fioul, retour possible de CCG, …). Le mécanisme de ca-pacité devrait permettre de sécuriser l’équilibre offre-de-mande hors réseau, lors de situations de forte pointe de consommation à partir de l’hiver 2016-2017, grâce aux si-gnaux de prix incitant les acteurs à prendre des décisions favorables lors des périodes tendues.

En 2014, RTE a publié la quatrième édition du schéma décennal de développement du réseau, élaboré annuel-lement. Ce schéma répertorie les projets de développe-ment de réseau que RTE propose de réaliser et de mettre en service dans les trois ans  ; il présente également les principales infrastructures de transport d’électricité à en-visager dans les dix ans à venir. Ce schéma s’appuie sur les analyses à moyen et long terme d’évolution de la consom-mation et du mix énergétique en France et en Europe, issues du bilan prévisionnel. Il constitue le complément au niveau national, du TYNDP et des plans régionaux euro-péens publiés par ENTSO-E. En mai 2014, le second lot du programme éolien off-shore, à savoir deux parcs de 500 MW chacun, a été attribué suite à appel d’offres, à un nouveau consortium de pro-ducteurs. Comme pour le premier lot, RTE est en charge de la réalisation des études et travaux de raccordement des parcs au RPT.

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Acheminement des câbles pour le « filet de sécurité PACA »

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F | Contribution à la sûreté des moyens humains et des organisations

Depuis 2012, RTE met en place une démarche « Amélio-ration de la Performance par le Geste Professionnel ». Pour soutenir cette démarche le Comité Exécutif a signé en décembre 2013 une charte de confiance intitulée « la transparence pour le progrès ». Au cours de l’année 2014, l’esprit de la charte a été porté dans toutes les régions via des journées de sensibilisation organisées par le référent FH national. Les effets de ce portage transparaissent dans la dynamique qui s’est instaurée à RTE autour de cette thématique, avec de nombreuses actions de sensibilisa-tion ou de formation aux analyses FH en régions, visant un large public, et une hausse observée dans toutes les régions des déclarations APGP.

En termes de formation et compétences, les besoins fu-turs des métiers Exploitation et Maintenance, intégrant le développement et le maintien de compétences rares, ont fait l’objet d’analyses prospectives en 2014. RTE a égale-ment mis en place des procédures de formation accélérée des salariés rejoignant les équipes de maintenance, afin de maîtriser les compétences cœur de métier et pallier les nombreux départs en inactivité prévus dans les pro-chaines années.

Comme à l’accoutumée, RTE a organisé en régions, des sessions de partage sur la sûreté avec ses fournisseurs et clients. Des échanges ont également eu lieu autour de si-tuations conjoncturelles et de formations communes avec nos partenaires européens, notamment ELIA, NGIC, REE, Swissgrid et STATNETT.

Les rencontres annuelles avec les producteurs ont permis de partager, d’une part sur les performances des groupes dans le domaine des ajustements et services système contractualisés pour les réglages de la fréquence et de la tension, d’autre part sur les essais périodiques de renvoi de tension ainsi que sur les dysfonctionnements et inci-dents survenus en cours d’année.

Dans le domaine du pilotage et de l’organisation, deux entités ont été créées : (i) la cellule « contrôle des perfor-mances » qui assurera les missions de contrôle des per-formances des producteurs et fournisseurs d’effacement en exploitation et de vérification des performances dans la durée, ainsi que de leur conformité aux clauses initiales de raccordement ; (ii) le comité de déploiement des co-des dont la mission est de superviser les actions de mise en conformité des activités de RTE aux futurs grids codes européens.

Enfin, l’année 2014 a été riche en exercices divers de ges-tion de crise, plusieurs d’entre eux ayant permis de tes-ter la coordination inter-régionale et nationale. Plusieurs exercices ont permis de tester les Plans de Continuité et Reprise d’Activités, notamment pour la téléconduite. Un exercice de crise national impliquant le CNES et les Centres Exploitation de Toulouse et Marseille a permis de tester le bon fonctionnement du plan ORTEC (Organisa-tion de RTE en Crise), dans l’organisation actuelle de RTE.

G | Évolution des référentiels sûreté et des règles de contractualisation

RTE a mis à jour et publié plusieurs articles dans la DTR (Do-cumentation Technique de Référence). Pour ce qui concerne plus particulièrement la sûreté, il s’agit des articles relatifs au réglage fréquence/puissance, réglage de la tension et capacités constructives en puissance réactive des instal-lations de production, diagrammes U/Q, règles Services

Système, convention d’exploitation pour les installations de production, ainsi qu’une trame type de cahier des charges des capacités constructives qui, à terme, permettra à RTE d’homogénéiser sa visibilité sur les performances réelles de l’ensemble des groupes raccordés au RPT, quelles que soient leur ancienneté, leur filière et leur capacité.

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H | La sûreté au-delà de RTEDans le registre des codes réseaux, le code CACM, « Ca-pacity Allocation and Congestion Management », relatif aux règles d’accès aux interconnexions, a été approuvé par les États membres en décembre 2014 et devrait être publié en juin 2015 au JO de la CE. Ce code, central pour l’achèvement du marché intégré de l’électricité, comporte des éléments relatifs à la sûreté, puisqu’il définit des mé-thodes coordonnées entre les GRT, de calcul des capaci-tés attribuables au marché. La CE s’est fixé comme objectif de faire approuver l’en-semble des codes par les États membres d’ici fin 2015. La troisième édition du TYNDP, « Ten-Year Network De-velopment Plan », a été publiée en décembre 2014. Mis à jour tous les deux ans, cet outil est essentiel pour partager au niveau européen la vision de l’ensemble des dévelop-

pements du réseau à réaliser, pour disposer dans le fu-tur d’un système électrique européen sûr, et permettant l’optimisation de l’utilisation des sources de production. En conformité avec la régulation 347/2013 du Parlement Européen qui modifie le cadre réglementaire du dévelop-pement des infrastructures pour les échanges d’énergie trans-européens, les projets de développement du réseau européen présentés dans le TYNDP 2014, ont fait l’objet de la démarche unifiée « Cost Benefit Analysis » (CBA).

La plus-value apportée par les centres de coordination régionaux est désormais bien acquise et s’élargit au fil du temps, avec un renforcement des axes de coopéra-tion des différents centres (CORESO, SSC, TSC), au profit de la sûreté d’ensemble du système européen. Gérer au

Contribution expérimentale de consommateurs RPT aux Services Système fréquence

Concernant le référentiel inter-GRT, un chantier de réé-criture des 8 policies a démarré en 2013 pour prendre en compte, à la maille de l’Europe Continentale, les codes ré-seaux en cours d’approbation. Ce chantier est également l’occasion de revoir la structure de certaines policies et de reformuler les exigences qui se sont révélées peu adap-tées. RTE contribue à l’ensemble de ces chantiers et pilote celui de la policy 4 « Co-ordinated Operational Planning ». En 2014, RTE a auto-évalué sa conformité à la policy 8 (Formation des dispatcheurs), ce qui a permis de détecter des insuffisances dans les partages d’expérience entre dis-patcheurs Français et Suisses, partages qui seront renfor-cés par l’organisation d’exercices communs d’entraînement ou de workshops.L’étude ENTSO-E publiée en mars 2013 qui mettait en lu-mière les risques encourus par le système européen en cas de déclenchement massif de production renouvelable, a été mise à jour suite à l’inventaire réalisé en juin 2014 auprès des GRT. Sur la base de ce rapport, ENTSO-E a publié en novembre 2014, un « position paper » qui précise la situa-tion actuelle et formule des recommandations à l’égard des États Membres. Un travail collaboratif avec ERDF, élargi à l’ADEeF est en cours, pour élaborer une réponse nationale sur les actions proposées en sur et sous-fréquence.

Pour ce qui concerne les Services Système fréquence, la participation au réglage primaire de la fréquence a été ou-verte au 1er juillet 2014 aux consommateurs et agrégateurs, à titre expérimental. En mars 2015, les sites de soutirage raccordés au RPT participant à cette expérimentation four-nissent 9 % de la réserve primaire française, soit environ 50 MW. Par ailleurs, RTE a mis en place en décembre 2014,

un dispositif d’échange en gré-à-gré de réserves entre ac-teurs de marché, permettant une optimisation du coût de constitution de la réserve pour RTE.

Dans le cadre des SSY tension, l’année 2014 a été consa-crée à des études préparatoires visant à : (i) approfondir les besoins en réactif au niveau du RPT à moyen et long terme, (ii) mettre à jour la cartographie des zones sensibles pour les tensions basses et hautes, (iii) analyser les freins actuels à la participation des acteurs aux SSY tension et proposer des évolutions pour y remédier, (iv) estimer le plus objecti-vement possible les coûts supportés par les acteurs pour leur participation à la fourniture ou l’absorption de réactif, notamment pour les installations à base d’électronique de puissance.

Pour ce qui est du mécanisme d’ajustement, le contrat des réserves rapides et complémentaires qui a démarré au 1er avril 2014, a été revu en profondeur pour permettre d’accueillir de nouveaux acteurs et pour y intégrer des contrôles renforcés de la part de RTE sur l’effectivité de la puissance délivrée en temps réel. L’appel d’offres lancé sur cette nouvelle base a permis de souscrire auprès de sept fournisseurs les réserves rapides et complémen-taires dont a besoin RTE. La mise en place de ce nouveau contrat traduit bien l’engagement de RTE à réagir efficace-ment aux enjeux de l’équilibre offre-demande, de promou-voir le développement de tous les types de flexibilité, de mettre en œuvre les dispositions permettant d’accroître la performance, et d’accompagner cette mise en œuvre pour garantir la sûreté du système.

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mieux le potentiel des interconnexions suppose en effet d’exploiter de manière coordonnée nos infrastructures avec les autres GRT en Europe. C’est ce que permet le centre de coordination régionale CORESO en offrant aux GRT partenaires une vision élargie du réseau élec-trique, au-delà des frontières de chacun. Chaque année, CORESO contribue à détecter et résoudre des situations d’exploitation difficiles et contrastées, et à proposer des parades transfrontalières efficaces évitant de coûteuses actions nationales de redispatching.

Comme les années passées, les dispatchers de RTE tant régionaux que nationaux, ont participé à des séances d’échanges avec leurs homologues de REE, afin de faci-liter la connaissance réciproque et la compréhension des cultures, règles et outils utilisés, ainsi qu’à des séances d’exercices communs de gestion de situations dégradées (« common training »), sur la base de simulation des ré-seaux réels. En 2014, deux sessions se sont déroulées à Madrid. Dans le cadre de prestations d’entraînement com-munes aux opérateurs de GRT européens et à CORESO, deux sessions « temps réel » regroupant des dispatchers du CNES et des GRT de la zone CWE ont eu lieu en 2014.

En matière de R&D et de grands projets européens dans lesquels RTE est impliqué, on peut retenir pour l’année 2014  : (i) l’initialisation du projet «  Réseaux à courant continu », dont l’objectif est d’assurer la cohérence et le pilotage des actions de R&D dans ce domaine et d’enca-drer trois thèses de doctorat ; (ii) le lancement d’un nou-veau projet européen, « BEST PATHS », dans lequel RTE pilote un démonstrateur qui donnera lieu à l’expérimenta-tion, sur la plateforme SMARte, de l’interopérabilité des stations de conversion multifournisseurs ; (iii) l’acquisition des répliques de contrôle commande des CSPR Siemens, ainsi que les IHM déportés permettant une anticipation par des études dans le périmètre du projet SMARTe, des phénomènes dynamiques rapides et la mise au point de modes de pilotage de ces installations; (iv) la livraison des différentes briques fonctionnelles du projet iTesla et la préparation d’une expérimentation avec l’Exploitation sur la zone PACA  ; (v) les premiers résultats du projet SmartLab sur la tenue mécanique et le vieillissement des matériels et le lancement d’un outil de simulation des stra-tégies de gestion des actifs.

I | Audits sûretéLa Mission Audit Sûreté de la Direction de l’Audit et des Risques de RTE réalise régulièrement des audits approfon-dis destinés à s’assurer de la maîtrise de la sûreté du sys-tème sous différents angles. Trois audits ont été réalisés en 2014 sur les thèmes : (i) impact des installations récentes de compensation d’énergie réactive sur la conduite du

système électrique, (ii) les services télécom de ROSE (Ré-seau Optique de SEcurité) pour l’exploitation du système électrique, (iii) la préparation à la conduite du réseau de demain. Les plans d’actions relatifs à chacun de ces audits sont en cours d’exécution, sur une durée de 2 ans.

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En conclusion,Les résultats obtenus en 2014 témoignent d’un niveau de maîtrise satisfaisant de l’exploitation en sûreté par RTE, dans un contexte globalement favorable (météo, consom-mation, disponibilité de la production et des matériels ré-

seau,…). Ils ne doivent cependant pas occulter le risque de rencontrer dans les prochaines années, des conditions moins favorables, en particulier pour ce qui concerne l’équi-libre EOD des deux prochains hivers en cas de grand froid.

Un niveau de maîtrise satisfaisant de l’exploitation en sûreté par RTE

Ces résultats sont bien entendu le fruit de travaux engagés en interne et avec nos partenaires, depuis de nombreuses années, soulignant que la sûreté du système se construit jour après jour, en s’appuyant sur des actions planifiées et soutenues dans la durée, dans un périmètre très vaste et impliquant de multiples métiers.

Les nombreux chantiers en cours préparent la sûreté de demain, tout en facilitant l’intégration des marchés euro-péens et l’accroissement de la performance technique et économique du système électrique interconnecté. Outre la disponibilité et la fiabilité des outils et matériels, la sûreté de demain passe en effet par davantage de coordination européenne, davantage de flexibilité, davantage d’ac-teurs et donc de concurrence et d’efficacité économique, une exploitation du système plus proche des limites, avec comme corollaire, davantage de surveillance et contrôle de la part de RTE.

Les principaux points d’attention mis en évidence dans ce bilan 2014, se traduisent par la nécessité de prolonger sur les prochaines années, des actions déjà engagées à divers stades. On pourra notamment retenir :

poursuivre en 2015 l’amélioration des performances de l’outil d’étude Convergence,

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

consolider et adapter les outils du domaine EOD aux exigences de demain,

anticiper l’entrée en vigueur des grids codes européens,

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

poursuivre l’élargissement du panel des acteurs pour accroître l’efficacité économique et la flexibilité dans la gestion de l’EOD court terme (effacements, SSY fré-quence dissymétrique, …),

poursuivre les travaux engagés pour consolider les mé-canismes de contrôle systématique des engagements et performances des acteurs, pour s’assurer de la bonne maîtrise de la sûreté dans des configurations nouvelles et évolutives,

évaluer l’efficacité des actions de maintenance/renouvel-lement entreprises pour limiter les dysfonctionnements de matériels sensibles pour la sûreté (organes de cou-pure, protections différentielles de barres, …),

progresser au niveau français et européen sur la compré-hension et la maîtrise des écarts de fréquence, travailler sur leur anticipation,

progresser, au niveau français, comme au niveau euro-péen, sur l’appréciation et la réduction des risques de déclenchement massif de production répartie.

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

La version complète du bilan sûreté 2014 est disponible sur www.rte-france.com/bilan-surete2014

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crédit photo Lionel Roux16

Glossaire thématique

Identifiant Page Définition

Evénements Système

Significatifs (ESS)

5 La détection des événements porteurs d’enseignements pour la sûreté du système électrique est as-surée sur la base de critères préétablis, regroupés dans une « Grille de classification des Evénements Système Significatifs ».

La grille permet de positionner les événements à leur juste niveau d’importance vis-à-vis de la sûreté en les situant sur une échelle de gravité comprenant sept niveaux. Un niveau 0 est affecté aux événements à enjeux plus faibles pour la sûreté mais qu’il convient de mémoriser ; les niveaux A à F correspondent à des incidents de gravité croissante allant jusqu’à un éventuel incident généralisé au niveau national.

La méthodologie de classement repose sur l’appréciation combinée de la gravité selon deux types d’entrée :

une entrée enregistre l’occurrence d’événements élémentaires concrets affectant une fonction d’ex-ploitation dans un certain nombre de domaines (réseau de transport, production, exploitation du système, moyens de conduite, distribution) ; une entrée marque le niveau de dégradation du fonctionnement du système.

ENTSO-E 5 ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity), créée fin 2008, est depuis le 1er juillet 2009 l’unique association des GRT européens.

ENTSO-E a vocation à renforcer la coopération des GRT dans des domaines clefs tels que l’élaboration de codes de réseau relatifs aux aspects techniques et au fonctionnement du marché, la coordination de l’exploitation et du développement du réseau européen de transport, les activités de recherche.

Selon ses statuts, les décisions principales de l’association sont prises par l’Assemblée générale. Un « Board » exécutif est en charge du pilotage général et de la préparation des orientations straté-giques. Le travail opérationnel est assuré par quatre comités principaux et leurs sous-structures, le Co-mité Marchés (MC), le Comité Développement du Système (SDC), le Comité Exploitation du Système (SOC), le Comité Recherche et Développement (RDC), complétés par un groupe d’analyse juridique.

Pour assurer la coordination technique des GRT interconnectés en synchrone en Europe continentale et l’évaluation des engagements relatifs à la sûreté, définis dans 8 « policies » et convenus dans le cadre du Multi Lateral Agreement signés par les membres de l’ancienne association UCTE, le SOC a créé un sous-groupe régional ad-hoc, le Regional Group Continental Europe (RGCE). Consulter : www.entsoe.eu

Mécanisme d’ajustement

(MA)

5 La loi française dispose que les producteurs doivent mettre à disposition de RTE les puissances techni-quement disponibles pour l’ajustement de l’équilibre offre-demande. Ceci est réalisé via le mécanisme d’ajustement, qui permet à RTE de mutualiser les moyens détenus par les acteurs sous forme d’un dispositif permanent et ouvert, et aux acteurs de valoriser leurs capacités d’effacement ou leurs sou-plesses de production. Sur la base des offres prix-volume, RTE procède aux ajustements nécessaires en interclassant les propositions en fonction de leur prix jusqu’à satisfaire son besoin.Des dispositions prévoient les cas d’insuffisance :

à échéance supérieure à 8h, RTE sollicite par un message d’alerte des offres complémentaires ; en deçà de 8h, un message de « mode dégradé » permet à RTE de mobiliser, au-delà d’éventuelles offres complémentaires, les offres exceptionnelles et les moyens non offerts à l’ajustement.

Flow-based 8 Méthode d’allocation optimale des capacités d’échanges avec les GRT voisins permettant de fluidi-fier les échanges tout en maintenant le réseau dans des conditions de sécurité satisfaisantes. Cette méthode permet d’optimiser les capacités mises à disposition des acteurs en prenant en compte les besoins d’échanges sur toutes les frontières de la zone couverte au moment de l’allocation. Elle permet d’exploiter au mieux l’interdépendance des capacités aux frontières en évitant des saturations pénali-santes pour le marché.

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Identifiant Définition

Marges d’exploitation et règles de sûreté

Les règles de sûreté prescrivent : une marge minimale mobilisable en moins de quinze minutes supérieure à 1 500 MW ; elle est dimen-sionnée pour permettre de compenser à tout instant la perte du plus gros groupe couplé ; une marge minimale à échéance plus éloignée, dont le volume requis va en croissant depuis l’échéance de quinze minutes jusqu’à une échéance de plusieurs heures.

Lorsque ces conditions ne sont pas remplies, RTE émet selon le cas un message d’alerte sur le Marché d’Ajustement ou un ordre S dit « situation critique ».

Réglages primaire et secondaire de

la fréquence

Le réglage primaire assure de façon automatique, à la suite de tout aléa affectant l’équilibre entre la production et la consommation, et par la participation solidaire de tous les partenaires de l’inter-connexion synchrone, le rétablissement quasi-immédiat de l’équilibre. Des règles sont fixées par le groupe régional « Europe continentale » de l’ENTSO-E pour que cette action maintienne alors la fréquence à l’intérieur de limites définies.À sa suite, le réglage secondaire du partenaire à l’origine de la perturbation annule de façon automa-tique l’écart résiduel de la fréquence par rapport à la fréquence de référence, ainsi que les écarts par rapport aux programmes d’échanges entre les différentes zones de réglage.

Sûreté de fonctionnement

du système électrique

La sûreté du système est définie comme l’aptitude à : assurer le fonctionnement normal du système électrique ; limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents ; limiter les conséquences des grands incidents lorsqu’ils se produisent.

La sûreté est au cœur des responsabilités confiées par la loi du 10 février 2000 à RTE, en tant que gestionnaire du réseau de transport français.

Contrôle de performance des

installations de production

Compte tenu de la criticité des services rendus par les installations de production, lorsqu’elles sont raccordées au RPT, celles-ci peuvent être soumises à un contrôle de performances.Ce contrôle, exercé avec le souci de ne pas engendrer des surcroîts de travail importants ni des dé-penses trop élevées tant pour les utilisateurs que pour RTE, a pour but de préserver les conditions d’exploitation du RPT au service de tous, et la sûreté du système. Le principe visé est que les perfor-mances soient contrôlées au point de livraison de l’installation, dès lors qu’un tel contrôle suffit pour pouvoir s’assurer du respect des performances.Le contrôle permet de vérifier le comportement des groupes de production vis-à-vis des réglages pri-maire et secondaire fréquence – puissance (gain statique dit statisme, réserves programmées, temps de réponse...), ainsi que vis-à-vis des réglages primaire et secondaire de tension (mise à disposition du domaine contractuel dans le diagramme U/Q, dynamique de réponse).

Réglage Secondaire de Tension (RST)

Le réglage Secondaire de Tension assure la coordination du réglage de la tension sur une zone du réseau. Ce réglage consiste à agir de façon coordonnée sur la puissance réactive des groupes de pro-duction participant au réglage de la zone concernée par l’intermédiaire d’une consigne calculée par RTE à partir d’un point pilote et transmise à ces groupes.

Systèmes de Télé-communication

de Sécurité

Ce réseau de sécurité est constitué sur la base d’une infrastructure de télécommunications dédiée, pour l’essentiel détenue et exploitée par RTE, permettant l’acheminement de l’ensemble des informa-tions (voix, données) nécessaires à la téléconduite.Ces systèmes assurent les fonctions suivantes :

la transmission (« niveau bas ») des données de téléconduite de tous les Postes Asservis (PA) - et d’un nombre limité de conversations téléphoniques entre postes de grand transport - et Groupements de Postes ; la transmission (« niveau haut ») des données de téléconduite et des conversations téléphoniques entre Groupement de Postes et dispatching ; la transmission des données de téléconduite et des conversations téléphoniques entre centrales de production et dispatching ; la transmission des données de téléconduite et des conversations téléphoniques entre centres de conduite du réseau de distribution et dispatching.

Organisation de crise

Le dispositif ORTEC (Organisation RTE de Crise) a été mis en place à la suite des tempêtes de fin dé-cembre 1999. Il fixe les dispositions à prendre et l’organisation à adopter, tant au niveau national que régional, lorsqu’une situation de crise grave est déclarée par RTE.

Outre la mise en place des ressources humaines et des compétences techniques nécessaires, il prévoit la mise en œuvre des actions de communication associées à la gestion de la crise. De façon concrète, des cellules de crise sont rapidement mobilisables dans toutes les Unités et à la Direction de RTE.

En complément, des Groupes d’Intervention Prioritaires (GIP) ont été créés dans chacune des Unités régionales. Leur objectif majeur est d’assurer en moins de cinq jours le rétablissement des lignes grave-ment endommagées et qui revêtent une importance particulière pour la sûreté du système électrique.

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1, terrasse Bellini TSA 4100092919 La Défense Cedexwww.rte-france.com

Direction Audits et RisquesMission Audit Sûreté1, terrasse Bellini TSA 4100092919 La Défense Cedexwww.rte-france.com

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