Le règlement System Operation Guide Line

Le règlement européen System Operation Guideline (SOGL) est entré en vigueur le 14 septembre 2017 et est applicable à tous les pays de l’Union européenne. Ce règlement définit les règles d’exploitation du réseau électrique interconnecté selon trois grands thèmes suivant (1) la sécurité d’exploitation, (2) la planification de l’exploitation, et (3) la gestion de la fréquence et la constitution des réserves. Cette dernière partie vient directement interagir avec le modèle de sûreté (fondé sur le principe de suivi des marges) et le modèle de gestion de l’équilibre offre-demande national actuel.

La construction du marché intérieur de l’électricité constitue une ambition politique forte de l’Union. Son objectif est de faciliter les échanges d’électricité entre Etats pour être en mesure de solliciter à tout instant les ressources les plus compétitives en Europe. Elle repose sur plusieurs règlements déterminant un socle de règles de fonctionnement communes.

Parmi ces règlements, le règlement SOGL définit les règles sûreté et les besoins de l’exploitation du réseau électrique pour permettre notamment de construire les bases communes d’un passage à une gestion de l’exploitation du système électrique plus harmonisée entre les pays et d’un marché de l’équilibre offre-demande véritablement intégré à l’échelle européenne.

En particulier, et en lien avec la gestion de la fréquence et la constitution des capacités de réserves, le règlement SOGL demande notamment aux GRT d’établir les conditions et méthodologies définissant les règles d’exploitation du système électrique interconnecté, ainsi que les rôles et responsabilités des GRT européens au sein de la zone synchrone Europe Continentale.

Parmi ces méthodologies :


Conformément à l’article 118 du règlement SOGL, les GRT de la zone synchrone Europe Continentale ont élaboré un accord opérationnel de zone synchrone dénommé SAFA (Synchronous Area Framework Agreement) qui est entrée en vigueur le 14 Avril 2019. Cet accord contient les propositions communes qui ont été approuvées par les régulateurs européens :

Conformément à l’article 119 du règlement SOGL, RTE a élaboré un accord opérationnel du bloc de réglage fréquence-puissance (bloc RFP) France en vigueur depuis le 14 juin 2019, définissant les règles et responsabilités opérationnelles au sein du bloc RFP et répondant aux exigences de SOGL. Cet accord opérationnel de bloc RFP RTE se compose de deux parties :

  • Une partie (A) relative aux méthodologies qui ont été approuvées par la CRE :
    • Imposition de contraintes dynamiques (rampe) sur la production et la consommation ;
      • Conformément à l’accord de bloc RFP RTE publie ci-dessous un résumé des restrictions communes de rampes sur les HVDC entre la France et la Grande-Bretagne :
        RTE applique des restrictions communes pour respecter une variation maximum de rampe de 100 MW/min par lien d’interconnexion en opération normale pour la variation du programme commercial entre deux pas de temps marché. Le comportement prévu par RTE en condition normal est une variation linéaire du programme commerciale entre deux pas de temps marché sur la période de variation entre 5 minutes avant et 5 minutes après le changement de pas de temps marché.
    • Dimensionnement des volumes de capacité de réserve de restauration de la fréquence (FRR) ; et
    • Mesures applicables par RTE pour équilibrer le système électrique.
  • Une partie (B) relative aux méthodologies auxquelles RTE à l’obligation de répondre au regard du règlement SOGL et notifiées à la CRE après l’entrée en vigueur de l’accord de bloc RFP.

Le rapport d’accompagnent de l’accord de bloc RFP est aussi disponible en complément.

Par ailleurs le règlement SOGL demande également aux GRT d’établir les exigences de sûreté pour les différents produits d’équilibrage du système électrique : FCR (Frequency Containment Reserve), FRR (Frequency Restoration Reserve) et RR (Replacement Reserve).

Parmi ces méthodologies, conformément à l’article 156 du règlement SOGL, les GRT ont élaboré une méthodologie d’analyse Coût-Bénéfice sur les unités à réservoir d’énergie limité fournissant de la réserve primaire (FCR) qui a été approuvée par les régulateurs européens.

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