Glossaire des documents de la branche de l’AES

Ce glossaire a été mis à jour pour la dernière fois le 4 mars 2021.

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A

Le droit d’utiliser le réseau afin d’acquérir de l’électricité auprès d’un fournisseur de son choix ou d’injecter de l’électricité.

L’Association des entreprises électriques suisses (AES) est chargée, en cas de grave pénurie d’électricité, de faire les préparatifs requis en vue d’exécuter différentes mesures ordonnée par la Confédération qui visent en particulier à réduire la consommation et à gérer le courant. Le Conseil fédéral a confié ces tâches à l’AES, en tant qu’organisation des milieux économiques appelée à prêter son concours selon l’art. 60 LAP, en édictant l’ordonnance sur l’organisation de la branche électricité pour garantir l’approvisionnement économique du pays (OOBE ; RS 531.35).

Abrévation:
AES

Addition de séries chronologiques par groupe-bilan et par intervalle de temps.

Formation d’une somme à partir de diverses données synchrones mesurées.

Somme de plusieurs valeurs pour constituer une nouvelle valeur selon des règles définies.

Autorisation et vérification des instruments de mesure reconnues par l’État.

Possibilité d’alimenter à partir d’une unité de production une zone de desserte coupée du réseau synchrone de manière autonome durant un certain laps de temps, et de maintenir celle-ci en exploitation en s’assurant que les grandeurs d’exploitation restent en deçà des valeurs limites admissibles.

Désigne l'aptitude d'une installation de production d'électricité, à l'aide de sa propre source d'électricité et sans apport d'énergie électrique extérieure, en partant d'un état complètement déclenché, à redémarrer.

Les services-système (SDL) permettent d’assurer en tout temps une exploitation sûre et fiable des réseaux. Dans le cadre du présent document, l’attribution des SDL se réfère à la puissance de réglage secondaire. Les besoins en SDL diffèrent selon les SDL disponibles dans le réseau d’interconnexion européen (ENTSO-E) ou selon que la Suisse doit fonctionner en îlot.

Partie du Net Transfer Capacity (NTC) qui n'a pas encore été allouée à des acteurs du marché et qui est donc offerte aux acteurs du marché par le biais d'une procédure d'allocation.

B

Les bénéficiaires d’un raccordement au réseau sont les propriétaires des biens-fonds et des installations incluant des équipements électriques qui sont raccordés au réseau.

Les besoins propres (alimentation auxiliaire selon l’OEne) d’une centrale correspondent à la puissance et l’énergie électrique nécessaires aux besoins immédiats de l’installation de production, y compris de leurs installations annexes et auxiliaires auxquelles il n’est pas possible de renoncer pour l’exploitation de l’installation de production. Les besoins propres peuvent être couverts directement par l’installation de production ou par un réseau tiers, la première étant préférable.

C

Correspond à la puissance de congestion des installations de production ou de transport ou d’autres installations électriques, exprimée en mégawatts [MW] pour la puissance active ou en mégavoltampères [MVAr] pour la puissance réactive.

Désigne un petit réseau partiel peu étendu, constituant électriquement une poche, comprenant une centrale électrique apte au démarrage autonome, une ou plusieurs centrales électriques aptes à la marche en îlotage (ces centrales étant capables de maintenir la fréquence, la tension et la puissance de la cellule de reconstruction de réseau stables) ainsi que de charges correspondantes.

Installation destinée à la production d’énergie électrique, constituée d’une ou de plusieurs unités de production (p. ex. alternateurs). Une centrale dispose d'un raccordement au réseau. "Installation de production" est un synonyme de "centrale électrique".

Organe central de tri et de communication chargé de soutenir la commission OSTRAL en matière de gestion et de communication à partir du niveau de préparation 2. Il dispose d’un approvisionnement en électricité assuré et peut être contacté via la téléphonie des centrales électriques ainsi que via les autres installations de communication de Swissgrid en cas de panne.

Abrévation:
CTC

Changement de fournisseur d’énergie par le consommateur final.

Part de l’énergie électrique qui doit être générée par de la production pilotable. La charge résiduelle correspond à la prévision de charge moins la production non pilotable et les importations.

Définition de la précision des appareillages de mesure.

Une clé de répartition est nécessaire pour assurer une attribution optimale des programmes prévisionnels. Cette clé de répartition fixe, pour chaque centrale de production pilotable, la part de la charge résiduelle qu’elle doit couvrir en fonction des réserves dont elle dispose. La clé de répartition permet de garantir que les réserves d’énergie disponibles à l’échelle du pays soient mises à contribution de manière proportionnelle.

Code d’identification uniforme pour un acteur ou une zone, et qui est attribué par un organisme désigné par ETSO.

Numéro OBIS (Object Identification System) destiné à identifier les données de mesure conformément à la norme CEI 62056-61:2002. Il en résulte, conjointement avec la désignation du point de mesure, une identification univoque des valeurs de mesure.

Désigne un jeu de données convenu par divers GRT décrivant les caractéristiques principales du système électrique de leur domaine de responsabilité (production, charge et topologie du réseau) ainsi que les règles pour le changement de ces caractéristiques lors du processus de calcul de capacités.

Caractérise le comportement électrique ou le comportement du point de vue du réglage de l'installation par rapport au réseau. Les paramètres suivants sont pertinents: puissance nominale, masse rotative, configurations de protection, changements des boucles du réglage de tension et du réglage des turbines.

Dispositif technique servant à mesurer le flux d’énergie (énergie active et éventuellement énergie réactive).

Apparition de dépassements de valeurs-limites dans le système électrique causés par les flux de puissance (violation du critère (n-1)).

Sont considérés comme consommateurs captifs les ménages et les autres consommateurs finaux qui consomment annuellement moins de 100 MWh par site de consommation.

Client achetant de l’électricité pour ses propres besoins. Cette définition n’englobe ni l’électricité fournie aux centrales électriques pour leurs propres besoins, ni celle destinée à faire fonctionner les pompes des centrales de pompage.

Abrévation:
CF

Consommateur final captif ou qui renonce à l’accès au réseau (art. 6, al. 1, LApEl).

Les consommateurs finaux libres sont des consommateurs finaux qui font ou ont déjà fait usage de leur droit d’accès au réseau. Ils sont exclus de l’approvisionnement de base au sens de l’art. 6 LApEl. Dans ce cas, il n’y a pas de régulation des prix et des coûts d’approvisionnement imputables en vertu de la LApEl.

Les consommateurs contingentés sont de gros consommateurs, y compris multi-sites, soumis à contingentement.

Les consommateurs multi-sites sont de gros consommateurs disposant de plusieurs sites desservis par un ou plusieurs gestionnaires de réseau de distribution (GRD). Ils peuvent également comprendre de plus petits sites de consommation possédés en propre. Les consommateurs multi-sites disposent, pour leur consommation énergétique, d’un organe central de coordination et de pilotage inscrit comme tel auprès de l’OSTRAL. Il s’agit, typiquement, d’entre-
prises structurées en filiales ou en franchises, ou d’entreprises de secteurs comme les transports ou les infrastructures qui assument des tâches publiques.

Consommation des consommateurs finaux et de l’installation de production.

Il s’agit de la quantité maximale d’énergie électrique (kWh) dont peut disposer un consommateur contingenté pendant une période de contingentement. Le contingent est le produit du taux de contingentement par la quantité de référence.

Le contingentement consiste en une limitation quantitative de la consommation électrique basée sur une période de référence. Les consommateurs soumis à ce type de contingentement n’ont alors droit, pendant une période donnée (période de contingentement), qu’à une moindre quantité d’énergie électrique (contingent).

Un contrat back-to-back se définit comme un contrat de fourniture d’énergie à des consommateurs finaux dans le cadre duquel le fournisseur direct conclut immédiatement auprès d’un fournisseur amont des contrats de fourniture d’énergie spécifiques. Le but de cette transaction est de s’assurer contre les fluctuations des prix du marché pendant la durée du contrat. Au-delà du risque de défaillance, le fournisseur direct n’assume alors pratiquement aucun autre risque. Le prix d’achat et le volume d’achat considérés au départ (ex-ante) correspondent au prix de vente et au volume de vente en tenant compte d’une marge de commercialisation définie pour la période convenue (une ou plusieurs années).

Contrat conclu entre le gestionnaire du réseau de transport et le responsable du groupe-bilan.

Le raccordement de consommateurs finaux, d'installations de production d'énergie (IPE) et/ou de dispositifs de stockage d'énergie, ainsi que les combinaisons de cela (bénéficiaires d'un raccordement au réseau), au réseau de distribution doit être réglé contractuellement. Le contrat de raccordement au réseau est établi entre le PRD et le bénéficiaire du raccordement au réseau.

Un contrat ouvert permet à un consommateur final de couvrir la partie de son besoin en électricité qui dépasse le programme prévisionnel.

La contribution aux coûts du réseau correspond à la sollicitation demandée du réseau de distribution, sans tenir compte d’éventuelles extensions du réseau. Les producteurs sont exemptés du paiement de la contribution aux coûts du réseau.

Abrévation:
CCR

Le GRD définit, compte tenu des bases juridiques, les contributions de raccordement dues par le bénéficiaire d'un raccordement au réseau pour le raccordement principal ainsi que pour le raccordement de secours, le raccordement de réserve et le raccordement pour révision. La contribution de raccordement se compose de la contribution de raccordement au réseau et de la contribution aux coûts du réseau.

La contribution de raccordement au réseau correspond aux coûts occasionnés par la création du raccordement de l’utilisateur au réseau.

Abrévation:
CRR

Pour chaque point de fourniture, il est possible d’établir une convention d’exploitation en complément du contrat de raccordement au réseau.

Le GRT assure dans sa fonction de coordinateur des groupes-bilan la prestation de service "gestion du bilan" au bénéfice du responsable du groupe-bilan (RGB). Il est en particulier responsable de la gestion des programmes vis-à-vis des groupes-bilan ainsi que de l’équilibre du bilan global de la zone de réglage Suisse. S’il y a une demande de création d’un groupe-bilan, le CGB contrôle que les conditions d’admission soient remplies par le demandeur.

Abrévation:
CGB

Coordination des tâches liées à l’exploitation du réseau suisse de transport et à son intégration dans le réseau interconnecté de l'ENTSO-E.

Côté d’un transformateur présentant la tension d’exploitation la plus élevée.

Désigne un échange transzonal entre deux zones de réglage décidé par les gestionnaires de réseau pour diminuer les congestions physiques. À la différence du redispatch, la mise en œuvre du countertrade n'est pas effectuée pour des centrales électriques définies, donc pour des noeuds définis.

Série chronologique mesurée du flux d’énergie depuis l’unité de production jusqu’au réseau.

Série chronologique de l’énergie, déterminée par l’intégration de la puissance par période de décompte. cf. courbe d’injection.

Courbe de charge brute du réseau (hors réseaux en aval).

Abrévation:
CCBA/RP

Courbe de charge brute de tous les consommateurs finaux (y compris réseaux en aval).

Abrévation:
CCBA/T

Un court-circuit éloigné de la centrale survient quand, lors d'un court-circuit triphasé, le courant alternatif de court-circuit initial d'une machine synchrone ou d'une machine asynchrone est inférieur au double de sa valeur nominale et que la tension aux bornes de l'alternateur ne descend pas en dessous de 80% de sa valeur nominale.

Un court-circuit proche de la centrale survient quand, lors d'un court-circuit triphasé, le courant alternatif de court-circuit initial d'une machine synchrone ou d'une machine asynchrone dépasse le double de sa valeur nominale.

Désigne un principe permettant d’assurer l’exploitation sûre du réseau même en cas de défaillance d’un élément individuel quelconque du système.

D

Mesure ordonnée par l’État, dans le cadre de laquelle le consommateur final n’est temporairement pas approvisionné du fait de délestages cycliques nationaux sur le réseau.

Appellation d’un point de mesure visant à l’identifier clairement.

Le détecteur du sens de circulation de l’énergie est une installation technique permettant d’établir la direction de circulation de l’énergie avec un couplage communicant relié au système de stockage (onduleur).

Le développement du réseau constitue une base essentielle pour la disponibilité future d'un réseau de transport performant, fiable et efficace; il sert donc à la sécurité de l'approvisionnement et à la qualité de l'approvisionnement futures de l'approvisionnement suisse en électricité. Le développement du réseau est un processus multi-étapes dont les points-clés sont décrits dans le TC.

On entend par différence de couverture l’écart déterminé dans le calcul rétrospectif entre les coûts réels imputables au réseau (coûts réels) et les revenus réels réalisés (revenus réels) au cours d'une année tarifaire. En général, on prend, dans le cadre de la comptabilité analytique, l’année comptable comme période de référence, qui peut différer de l’année civile.

Capacité du réseau à garantir l’approvisionnement en électricité de tous les consommateurs finaux en temps voulu.

Le dispositif de stockage est équipé d’un onduleur ou d’un générateur propre (indépendant d’une éventuelle IPE) qui lui permet aussi bien de se charger que de se décharger.

Le dispositif de stockage d’électricité est raccordé côté DC, parallèlement à une IPE, sur un onduleur ou un générateur commun et ne peut être mesuré séparément côté AC de l’onduleur/du générateur.

Les installations de stockage qui ne sont reliées à aucun consommateur final et soutirent de l’énergie du réseau de distribution à des seules fins de stockage pour les réinjecter un peu plus tard au point de soutirage ne prélèvent pas d’énergie pour leur consommation propre.

Recommandation de la branche pour le marché suisse de l’électricité sur les Règles techniques pour le raccordement, l’exploitation et l’utilisation du réseau de distribution.

Abrévation:
DC

Informations non modifiées, telles qu’elles sont relevées au niveau d’un équipement technique de mesure.

Terme générique utilisé pour désigner les valeurs de mesure et de comptage.

Mesures continues et actuelles. Un retard de quelques secondes est possible lors de l'enregistrement et de la transmission.

Droit d’utilisation d’une capacité de transport dans le réseau de transport, attribué dans le cadre d’une procédure d’allocation.

Nombre de jours durant lesquels les réserves d’énergie cumulées de l’ensemble des centrales du pays permettent de couvrir la consommation nationale. Dans le cas des centrales à accumulation, le calcul de la durée d’utilisation résiduelle doit tenir compte des apports.

E

L'écart toléré de la synchronisation temporelle pour la mesure de la courbe de charge (en %).

Échange de données dans un format défini et selon une procédure définie. L'échange de données a lieu sur la base d'une convention.

Description fonctionnelle des moyens d'exploitation du réseau de transport et de distribution ainsi que des éléments fictifs (injections de réseau, charges, etc.) utilisés dans un modèle de réseau.

L’énergie électrique facturée servant à compenser la différence entre la consommation ou la fourniture effectives d’un groupe-bilan et sa consommation ou sa fourniture programmées.

L’électricité dont l’apport est automatique ou commandé à partir de centrales et qui est destinée à maintenir les échanges d’électricité au niveau prévu ainsi qu’à garantir le bon fonctionnement du réseau.

Énergie électrique utilisée pour produire des champs magnétiques ou électriques ou pour le maintien de la tension dans le cadre de l’exploitation du réseau.

L’énergie hydraulique, l’énergie solaire, l’énergie géothermique, la chaleur ambiante, l’énergie éolienne ainsi que l’énergie tirée de la biomasse et des déchets de biomasse.

Pour une exploitation sûre avec peu de réactions indésirables des installations raccordées au réseau de distribution, les GRD et les utilisateurs du réseau doivent pourvoir leurs installations de systèmes de protection. Ceux-ci doivent répondre à la structure et aux conditions d’exploitation du réseau ou des installations raccordées et doivent être exploités de manière coordonnée.

Cet état de réseau est défini dans le Transmission Code.

Cet état de réseau est défini dans le Transmission Code.

Cet état de réseau est défini dans le Transmission Code.

Désigne l'état d'exploitation du réseau de transport déterminé à partir des valeurs limites de sécurité d'exploitation; les états possibles sont l'état de réseau normal, l'état de réseau dégradé et l'état de réseau perturbé. Dans l'état de réseau perturbé, on distingue les trois états suivants: état d'urgence, état de blackout et état de reconstruction de réseau.

Cet état de réseau est défini dans le TC.

Cet état de réseau est défini dans le Transmission Code.

On distingue les trois états suivants: état d'urgence, état de blackout et état de reconstruction de réseau. Ces états de réseau sont définis dans le Transmission Code.

Terme générique utilisé pour désigner les exploitants d’installations de réseau complètes ou partielles appartenant au réseau de transport, aux réseaux de distribution ou aux centrales électriques, ainsi que les gestionnaires d’installations de clients ou de consommation finale.

Terme générique utilisé pour désigner les exploitants d’installations dont les installations sont directement raccordées au réseau de transport.

Personne physique ou morale désignée par un ou plusieurs propriétaires de centrale comme exploitant d’installation et qui est responsable de l’exploitation d’une centrale.

Ce terme est défini dans le Transmission Code.

Abrévation:
S-EC

Un exploitant de système voisin (ESV) ne peut être raccordé au réseau de transport qu'au moyen de convertisseurs et éventuellement de transformateurs. En Suisse, seuls les CFF sont un ESV.

F

Facteur servant à évaluer les surcoûts disproportionnés dans les niveaux de réseau en amont provoqués par le raccordement et l’exploitation d’unités de production.

Un fournisseur se procure de l’énergie et, le cas échéant, des garanties d’origine auprès d’un ou de plusieurs négociants et/ou producteurs pour couvrir les besoins de ses consommateurs finaux.

G

Depuis 2013, les garanties d’origine (GO) fournissent la preuve de l’origine et de la qualité de toute l’électricité produite en Suisse par les centrales électriques d’une puissance de raccordement supérieure à 30 kVA. Pour le consommateur final, la garantie d’origine certifie que le mix énergétique livré correspond aux indications portées sur la facture.

Abrévation:
GO

Ensemble des tâches d'un gestionnaire de réseau dans le cadre
a) de l'engagement coordonné des centrales dont il dispose (p. ex. pour le maintien du bilan de puissance, le maintien de la tension et la gestion des congestions),
b) de la conduite du réseau (surveillance, coordination des révisions, manœuvres, mesures, etc.), ainsi que
c) de l'exploitation du réseau interconnecté national et, si nécessaire, international.

Pendant une pénurie grave, la Gestion de l'offre doit permettre que la Suisse puisse continuer à s'alimenter en énergie électrique au moyen des ressources à disposition. L'approvisionnement énergétique est garanti le plus longtemps possible grâce à la gestion centralisée des centrales électriques.

Abrévation:
GO

L’objectif des mesures de gestion de la demande (par exemple contingentement, délestages) est d’économiser une certaine quantité d’électricité sur une période donnée.

Abrévation:
GD

Garantit le maintien de la sécurité d’exploitation du réseau grâce à des mesures préventives (p. ex. allocation du NTC avec des méthodes basées sur le marché) et à des mesures opérationnelles (p. ex. redispatching, countertrade, réductions).

Actions portant sur l’enregistrement, le transfert et le traitement des données de mesure (principalement les valeurs d’énergie) au moyen de systèmes informatiques.

L’ensemble des mesures techniques, opérationnelles et comptables servant à assurer l’équilibre permanent des bilans en puissance et en énergie dans le système d’électricité; en font notamment partie la gestion des programmes prévisionnels, la gestion des mesures et la gestion de la compensation des bilans d’équilibre.

Actions portant sur le déroulement des programmes prévisionnels, p. ex. identification des acteurs, établissement des programmes prévisionnels, annonce et validation des programmes prévisionnels, etc.

Ce terme est défini dans le Transmission Code.

Abrévation:
S-GIC

Organe central de Swissgrid, opérationnel et coordinateur, chargé de regrouper et de traiter les informations issues de la Gestion de l’offre et, en partie, de la Gestion de la demande. À partir du niveau de préparation 4, cet organe assure la mise en œuvre opérationnelle de la Gestion de l’offre (p. ex. l’attribution quotidienne des services-système et des profils de production aux gestionnaires de centrale).

Abrévation:
GPE

Le gestionnaire de réseau de distribution (GRD) a pour tâches d’assurer une exploitation sûre, performante et efficace du réseau de distribution. De plus, il raccorde les bénéficiaires d’un raccordement au réseau à son réseau et rend l’utilisation du réseau possible à ses utilisateurs.

Abrévation:
GRD

Le GRFE est mandataire et représentant du PRFE; il exploite et gère le RFE. Le GRFE et le PRFE peuvent être une seule et même personne physique ou juridique.

Abrévation:
GRFE

Le GRT est responsable de la gestion du réseau suisse de transport avec comme but une exploitation sûre, performante et efficace tout en respectant les grandeurs limites techniques et les règles techniques en vigueur.

Abrévation:
GRT

Les gros consommateurs sont des consommateurs finaux dont la consommation annuelle est supérieure ou égale à 100 000 kWh et qui bénéficient d’un droit d’accès au réseau au sens de l’art. 11 de l’OApEl, qu’ils l’aient ou non exercé. La consommation annuelle des douze mois précédant le dernier relevé effectué est déterminante pour fixer le droit d’accès au réseau des consommateurs finaux.
Font également partie des gros consommateurs les consommateurs finaux dont la consommation annuelle est inférieure à 100 000 kWh et qui, ayant par le passé eu une consommation supérieure à 100 000 kWh, ont fait valoir leur droit d’accès au réseau.

Le groupement de nature juridique d’acteurs du marché de l’électricité visant à constituer vis-à-vis de la société nationale du réseau de transport une unité de mesure et de décompte dans le cadre de la zone de réglage Suisse.

Groupe-bilan comprenant les installations RPC dont la courbe de charge est mesurée (installations relevant de la rétribution à prix coûtant du courant injecté).

I

Valeur fournie ou relevée sur un dispositif de mesure étalonné (valeur brute).

Fourniture physique d’énergie électrique ou maintien d’une réserve de puissance en un point de raccordement donné du réseau. Cf. soutirage.

L

cf. relevé; N.B.: d’une manière générale, il est recommandé d’utiliser le terme «relevé».

Le gestionnaire du réseau de distribution envoie au fournisseur une liste d’attribution comportant les points de mesure qui lui sont affectés. Celle-ci permet au fournisseur de contrôler ses données.

Liste d'éléments du réseau ainsi que de combinaisons choisies d'éléments du "réseau de tiers coordonnés" dont l'impact sur le reste de la zone d'observabilité d'une probable défaillance est calculé. Celle-ci est utilisée lors du calcul de sécurité du réseau et de la planification de l'exploitation.

M

Les participants actifs au maintien de la tension dans le réseau de transport sont tenus d’engager la réserve de puissance réactive dont ils disposent sans restreindre la production de puissance active pour maintenir la tension dans le réseau de transport. Ils règlent leur tension en fonction d'une consigne de tension fixée par la Société nationale du réseau de transport.

Mesures destinées à maintenir la fréquence dans des limites prescrites afin d’assurer la sécurité d’exploitation du réseau.

Ensemble des mesures destinées à maintenir la tension d’exploitation dans les limites des valeurs de tolérance admissibles. On peut participer des manières suivantes: active, semi-active et surobligatoire. Cf. maintien actif de la tension, maintien semi-actif de la tension ou maintien de la tension surobligatoire.

Puissance réactive supplémentaire mise à disposition sur appel de la Société nationale du réseau de transport d'après le principe "possibilités et capacités".

Les participants semi-actifs n’assument pas d’obligation relative au maintien actif de la tension dans le réseau de transport. Cependant, les participants semi-actifs obtiennent des incitations financières pour un échange d’énergie réactive utile au système.

Marché de la Société nationale du réseau de transport destiné à l’achat d’énergie de réglage et à la mise à disposition de puissance de réglage.

Puissance maximale soutirée au cours d’une période de relevé (valeur par quart d’heure ou par heure en cas de profil de charge, valeur unique pour les compteurs à maximum de puissance).

Second appareillage de mesure situé au même endroit que la mesure principale. Les résultats servent au contrôle des grandeurs mesurées ou à la formation de valeurs de substitution.

Mesure réalisée dans le réseau à des fins de décompte. La mesure de décompte doit être distinguée de la "mesure d’exploitation".

Mesure de la courbe de charge toutes les quinze minutes. La mesure de la courbe de charge est un prérequis pour le changement de groupe-bilan ou de fournisseur.

Type de mesure permettant d’afficher en tout temps la valeur de mesure instantanée.

Comprend la saisie de données de mesure et de comptage pour les tâches liées à l’exploitation du réseau (et non pas aux décomptes).

Appareil de mesure dont les données sont normalement utilisées pour le décompte.

Les mesures d’exploitation comprennent la saisie de données nécessaires aux activités de gestion de l’exploitation (se différenciant donc des mesures servant à la facturation).

Document clé de la recommandation de la branche pour le marché suisse de l’électricité, qui décrit la mise à disposition des données de mesure pour tous les acteurs du marché.

Abrévation:
MC

La répercussion des coûts est basée sur la mesure de la puissance soutirée de l’année précédente. Ce procédé permet de calculer les maxima de puissance par groupe de clients.

Bases pour l’utilisation du réseau et la rétribution de l’utilisation des réseaux de distribution suisses.

Abrévation:
MURD

Document de base pour la réglementation des aspects centraux de l’organisation du marché suisse de l’électricité.

Abrévation:
MMEE-CH

N

Un négociant se procure de l’énergie et/ou des garanties d’origine auprès de fournisseurs, d’autres négociants ou de la Bourse de l’électricité et la transmet à d’autres négociants, à la Bourse de l’électricité ou à des fournisseurs.

Somme de la capacité de réseau transfrontalière mise à disposition du marché par le biais de procédures d'allocation pour l'utilisation.

Abrévation:
NTC

L'affectation transparente des coûts de réseaux se réalise par répartition des réseaux de transport et de distribution, en quatre niveaux de tension et trois niveaux de transformation, donc en sept niveaux au total. Le réseau de distribution englobe les niveaux de réseau 2 à 7.

O

L’organe opérationnel central coordonne l’ensemble des travaux de mise en œuvre relatifs à la gestion de l’offre et dresse une vue d’ensemble de la situation. Dans le cadre d’OSTRAL, cette fonction est assurée par la société nationale du réseau de transport (Swissgrid).

L’Organisation pour l’approvisionnement en électricité en cas de crise (OSTRAL) est l’organe d’exécution mis sur pied par l’AES pour une gestion réglementée du courant. Sur le plan organisationnel, elle est une commission de l’AES et bénéficie d’un large soutien dans la branche.

P

Il y a pénurie grave lorsque l’approvisionnement économique du pays est considérablement menacé, au risque de causer, de manière imminente, de graves dommages économiques ou de subir de fortes perturbations (art. 2, let. b, LAP). Le domaine Énergie évalue la situation en matière d’approvisionnement et, le cas échéant, présente au délégué à l’approvisionnement économique une proposition de mesures destinées à garantir l’approvisionnement en électricité. Le chef du DEFR propose au Conseil fédéral de mettre en vigueur les mesures de gestion réglementée qui s’imposent. Les autorités publiques peuvent intervenir uniquement lorsque le secteur de l’électricité ne peut pas faire face par ses propres moyens à une pénurie grave.

Période utilisée pour déterminer une valeur énergétique. La période d’enregistrement est un intervalle de temps uniforme, valable p. ex. pour une courbe de charge.

Il s’agit de la durée pendant laquelle la consommation d’énergie électrique doit être réduite. Pour des raisons techniques et organisationnelles, cette période est en principe d’un mois et récurrente. Le contingentement prend fin, en tout état de choses, au moment de la levée de la mesure (abrogation de l’ordonnance par le Conseil fédéral).

Période passée, déterminante pour la fixation de la quantité de référence. Elle correspond en principe à la même période de l’année précédente (p. ex. janvier 2016 comme période de référence pour janvier 2017). Pour les activités saisonnières (p. ex. séchoirs à foin, téléskis, etc.), le GRD peut fixer une quantité de référence sur la base de consommateurs finaux comparables.

La période pendant laquelle l’exportation d’énergie électrique doit être limitée de manière répétitive. Elle est utilisée à des fins de facturation et déterminée en fonction de la situation au moment où l’entrée en application de la mesure est proposée. La restriction des exportations prend fin dans tous les cas lorsque la mesure est abrogée (abrogation par le Conseil fédéral de l’ordonnance édictée à cet effet).

Différence entre l’énergie électrique injectée sur le réseau et la consommation d’énergie électrique à partir du réseau, déduction faite des besoins propres des installations de production et de l’exploitation du réseau (pertes liées à la transformation et au transport). L’énergie perdue déterminée est évaluée par l’exploitant du réseau de distribution aux coûts de revient au sens large, conformément au Schéma de calcul des coûts pour les coûts d’approvisionnement, y compris les coûts de commercialisation et frais administratifs généraux.

Événement entraînant le passage involontaire de l’état sûr du réseau à un état dégradé ou perturbé.

A lieu lorsqu'un défaut conduit à la disparition de la tension dans des secteurs importants ou dans la totalité du réseau de transport suisse. Sert aussi de mot-clé pour l'information des acteurs pour qu'ils puissent activer les mesures préparées à cette fin.

Une perturbation régionale a des conséquences similaires à celles d’une perturbation majeure, mais elle est limitée géographiquement. La perturbation est déclarée à l’intérieur de ces limites.

Cette phase commence par l’entrée en vigueur des ordonnances sur la gestion de l’électricité et se termine par l’abrogation de ces ordonnances.

Cette phase est en cours jusqu’à l’entrée en vigueur des ordonnances sur la gestion de l’électricité. Tous les travaux nécessaires à la mise en œuvre doivent être terminés pendant cette phase (formation, travail concret des GRD / Swissgrid / etc.).

Ensemble des équipements techniques de mesure raccordés à un point de mesure.

Un plan de délestage contient toutes les informations nécessaires à la mise en œuvre du délestage des secteurs de zone de desserte concernés. Il décrit notamment dans quels secteurs de zone de desserte, à quel moment, à quelle fréquence et à quels endroits les coupures d’alimentation sont opérées.

Le système de protection du réseau regroupe un paquet de mesures prédéfinies et des processus de gestion de perturbation. Ces mesures sont convenues au préalable avec les parties prenantes concernées.

Désigne toutes les mesures techniques et organisationnelles nécessaires pour ramener le réseau à l'état normal.

Ensemble de tâches du gestionnaire du réseau de transport ainsi que d’autres acteurs, qui sont nécessaires
a) en vue de la préparation d’un transport fiable de l’énergie électrique par le réseau de transport (notamment coordination des constructions dans le réseau de transport, travaux de maintenance et d’installation des moyens d’exploitation et appareils),
b) pour le calcul du bilan système,
c) pour la mise à disposition de l’énergie de réserve correspondante, et
d) pour l’élaboration des programmes de réglage harmonisés pour la zone de réglage Suisse.

Intégralité des tâches du gestionnaire de réseau de transport et d'autres acteurs nécessaires
a) à la préparation d'un transport fiable d'énergie électrique à travers le réseau de transport (entre autres coordination de travaux de construction dans le réseau de transport, de travaux d'entretien et d'installation de moyens d'exploitation et d'appareils afin d'assurer la sécurité (n-1)),
b) au calcul du bilan du système,
c) à la fourniture de l'énergie de réserve correspondante,
d) à l'élaboration des programmes de réglage concertés résultants pour la zone de réglage Suisse.

Les GRD effectuent régulièrement des planifications pour le renforcement futur du réseau tout en tenant compte de la situation actuelle et extrapolée de la production et de la consommation. Cette planification a pour but de mettre à disposition un réseau de distribution fiable et efficace et de respecter la qualité de l’approvisionnement.

Point du réseau où un appareil de mesure étalonné mesure le flux d’énergie injecté ou soutiré. Cf. point de mesure.

Le GRD définit le point de raccordement au réseau, celui-ci peut être à différents endroits.

Le point de fourniture se situe aux bornes d’entrée du coupe-surintensité général.

La plupart du temps identique au point de raccordement au réseau, auquel les appareils de mesure prennent les mesures de l'électricité, de la tension, de la puissance réactive, etc. Cf. point d'injection ou de soutirage.

Lieu de la limite de propriété entre l'utilisateur du réseau et le réseau. Cette limite est en même temps valable pour l'échange d'énergie. Cf. station de raccordement au réseau.

Regroupement de tous les consommateurs finaux d’une zone de desserte qui ne sont pas concernés par la première étape d’ouverture du marché suisse.

Acteur du marché de l’électricité qui réalise des services-système sur mandat du gestionnaire de réseau de transport. Dans le cadre de la gestion de l’offre, le PSS assure l’échange d’informations avec l’organe opérationnel central.

Abrévation:
PSS

Procédure d’attribution de droits de capacité dans le cadre de la gestion des congestions.

Le producteur exploite une ou plusieurs unités de production et génère ainsi de l’énergie électrique, pour laquelle des garanties d’origine sont établies conformément aux prescriptions légales.

Propriétaire d’installations de production d’énergie dans lesquelles des entreprises chargées de l’approvisionnement de la collectivité détiennent une participation maximale de 50% et qui produisent l’énergie de réseau:
1. essentiellement pour leurs besoins propres, ou
2. sans mandat officiel, essentiellement ou exclusivement en vue de l’injection dans le réseau.

Quantité d’énergie générée par l’installation de production (en kWh).

Production brute moins besoins propres de l’installation.

Terme désignant dans ce document principalement les éléments suivants : production des centrales thermiques (principalement nucléaires) ; production des centrales au fil de l’eau ; production du fil de l’eau des centrales à accumulation (part ne pouvant pas être accumulée) ; production à partir des nouvelles énergies renouvelables ; importations/exportations (solde).

Terme désignant dans ce document la production issue des centrales à accumulation et à pompage-turbinage ainsi que des centrales à gaz. Dans le cas d’EC exploitant plusieurs centrales, la production pilotable est définie de manière individuelle pour chaque centrale.

Profil de charge caractéristique déterminé à l’aide d’une procédure appropriée pour un groupe d’unités de production ou de consommateurs finaux.

Le profil (puissance moyenne par unité de temps) indiquant la fourniture ou l’acquisition convenue d’énergie électrique pour une certaine durée.

Programme (day-ahead) établi pour chaque centrale de production pilotable sur la base de la clé de répartition « énergie ». Le programme prévisionnel de production intègre une série chronologique de puissance et est contraignant.

Les propres installations participant au système de rétribution de l’injection en commercialisation directe (art. 19 ss. LEne), à savoir les centrales ou les sociétés de production du gestionnaire de réseau de distribution disposant d’un contrat d’approvisionnement de base, sont soumis au champ d’application de l’art. 6 LApEI. L’électricité ainsi produite est considérée comme courant sans garantie d’origine car sa plus-value écologique est rétribuée via la prime d’injection.

Terme générique utilisé pour désigner les propriétaires d'installations dont les installations sont directement raccordées au réseau de transport.

Personne physique ou morale qui est propriétaire d'une ou de plusieurs centrales ou parties de centrales.

Le PRD est responsable de la planification, de la construction et de la maintenance des installations de réseau de distribution en sa possession. Le PRD est de plus responsable du raccordement au réseau de distribution des installations d’autres PRD, des producteurs et des consommateurs finaux.

Abrévation:
PRD

Le PRFE est un client final d’un GRD et est propriétaire du RFE. Son RFE est utilisé pour sa propre alimentation et pour l’alimentation d’autres consommateurs finaux du GRD indépendants du PRFE.

Abrévation:
PRFE

Le PRT est responsable de la planification, de l’extension, de l’entretien, de la maintenance et du démantèlement des installations en sa possession et qui constituent une part du réseau de transport suisse.

Abrévation:
PRT

Puissance électrique appelée automatiquement ou manuellement pour assurer l’échange d’électricité prévu entre les zones ou les blocs de réglage et pour garantir l’exploitation sûre du réseau ainsi que le maintien de sa fréquence. Cette puissance est constituée des puissances de réglage primaire, secondaire et tertiaire.

Achetée par la Société nationale du réseau de transport auprès de centrales aptes au réglage primaire pour maintenir la fréquence. La puissance de réglage primaire dépend de l'écart entre la fréquence du réseau et la fréquence de consigne.

Q

Capacité du réseau à atteindre les critères de tension de la norme EN 50160 sur les réseaux d’approvisionnement publics.

On entend par « quantité de référence » la quantité d’énergie électrique (kWh) consommée au cours de la période de référence. Le GRD fixe la quantité de référence s’il n’est pas en mesure de la constater. Il se fonde pour cela sur des consommateurs finaux comparables.

R

Désigne d'une part le raccordement technique de la contribution de raccordement au réseaut ou d'un autre réseau à un réseau et d'autre part le processus administratif pour créer un tel raccordement.

La redevance hydraulique indemnise les collectivités publiques (communes, cantons) pour l’utilisation de la force hydraulique à des fins de production d’énergie.

Les redevances annuelles de concession des producteurs en faveur des collectivités publiques (communes, cantons) constituent un dédommagement pour le droit de construire et d’exploiter sur le sol public une installation de production (rémunération de l’usage accru du domaine public). En cas de redevances de concession uniques, celles-ci peuvent être comptabilisées à l’actif à l’instar des installations concernées et amorties sur la durée de la concession.

Les redevances et prestations comprennent, outre le versement de sommes liées à une obligation de droit public, les prestations correspondantes réalisées à titre gratuit ou à prix réduit.

Mesure activée par un ou plusieurs gestionnaires de réseau - en changeant le profil de production ou de charge - servant à modifier les flux de puissance physiques dans le réseau de transport et ainsi à limiter les congestions physiques (réduction de l'injection d'un côté de la congestion et augmentation égale de l'injection de l'autre côté de la congestion).

En cas de court-circuit sur une ligne aérienne, un arc électrique parasite apparaît fréquemment, cet arc ne disparaissant pas tout seul. Comme la cause du défaut est souvent éliminée par l'arc électrique (p. ex. une branche, tombée sur une ligne, brûle), on procède à un réenclenchement automatique. Dans ce cas, le disjoncteur concerné est déclenché par la protection de la ligne et réenclenché automatiquement après un temps court ("temps de pause"): pour les défauts monophasés après 0.5 à 3 secondes (parfois variable), pour les défauts triphasés après 0.2 à 0.5 seconde.

Désigne les organisations appartenant aux ou étant contrôlées par les GRT qui assurent, au sein d'une ou de plusieurs régions de calcul de capacités, des tâches en relation avec la coordination régionale des GRT.

Désigne l'aptitude d'une installation de production d'électricité ou d'un CCHT d'adapter sa puissance active fournie en fonction de l'écart mesuré entre la fréquence de réseau et la fréquence de consigne, afin de maintenir une fréquence de réseau stable.

Réglage assurant l’équilibre entre production et consommation dans un réseau à l’aide des régulateurs de turbine. Il s’agit d’une fonction automatique décentralisée du régulateur de turbine, destinée à influer sur la puissance active du générateur en fonction de l’écart de fréquence au sein d’une zone de réseau synchrone.

En cas de déséquilibre entre la production et la consommation, le régulateur de réseau central fait automatiquement appel à la puissance de réglage secondaire des installations raccordées. Ainsi, l’échange d’énergie voulu entre une zone de réglage et le reste de l'ENTSO-E est maintenu.

Toute modification automatique, manuelle ou réalisée dans le cadre du programme prévisionnel des points de travail des unités de production, destinée à rétablir en temps voulu une réserve de réglage secondaire appropriée.

Règles générales concernant la gestion du groupe-bilan, qui sont publiées dans la forme en vigueur et qui font partie intégrante du contrat de groupe-bilan.

Saisie des données de mesure, soit par lecture visuelle sur place, soit à l’aide d’un appareillage spécialisé.

Relevé d’un appareillage de mesure par des voies de communication techniques.

Un réseau est complet si aucun moyen d'exploitation n'est hors service.

Le réseau électrique à haute, à moyenne ou à basse tension servant à l’alimentation de consommateurs finaux ou d’entreprises d’approvisionnement en électricité.

Le réseau de faible envergure (RFE) sert à la distribution fine d’énergie électrique au sein d’une aire de peu d’étendue au sens de l’art. 4, al. 1, let. a LApEl.
Au moins un tiers (consommateur final ou unité de production) indépendant économiquement et juridiquement du propriétaire de réseau de faible envergue (PRFE) sans raccordement direct au réseau du GRD se trouve dans l’aire.

Abrévation:
RFE

Contient les éléments de réseau de GRD, GRTE et des installations significatif en Suisse et à l'étranger dont le GRT ou le GRD doit tenir compte dans la planification des consignations ainsi que dans l'exploitation. Ces éléments doivent aussi être intégrés dans les listes de défaillance pour le calcul de sécurité du réseau.

Contient les éléments de réseau de GRD, GRTE et des installations significatives en Suisse et à l'étranger ou des éléments équivalents qui sont nécessaires pour créer un modèle réseau pour la planifications et l'exploitation du réseau éléctrique.

Contient les éléments réseau des GRD, GRTE et des installations significatives en Suisse et à l'étranger qui font partie du réseau tiers observé mais pas du réseau tiers coordonné.

Désigne les éléments de réseau de GRD, GRT, S-EC et S-GIC en Suisse et à l'étranger dont le gestionnaire de réseau doit tenir compte dans la planification des consignations ainsi que dans la gestion.

Le réseau électrique qui sert au transport d’électricité sur de grandes distances à l’intérieur du pays ainsi qu’à l’interconnexion avec les réseaux étrangers; il est généralement exploité à 220/380 kV.

L’ensemble d’installations constitué d’un grand nombre de lignes et des équipements annexes nécessaires au transport et à la distribution d’électricité. Ne sont pas considérées comme des réseaux les installations de peu d’étendue destinées à la distribution fine telles que celles que l’on trouve sur des périmètres industriels ou dans les bâtiments.

Ensemble des réseaux de transport fonctionnant en régime synchrone.

Éléments de réseau (y compris les lignes-frontière) qui appartiennnent au GRT ou au GRD ou dont la responsabilité d'exploitation incombe au GRT ou au GRD.

Puissance électrique disponible pour l’utilisation de la puissance de réglage. Elle est constituée de la réserve de réglage primaire, secondaire ou tertiaire.

Dans la zone synchrone "Europe continentale", la réserve de réglage primaire se monte à +/- 3000 MW. Cette réserve est répartie entre les États nationaux qui se procurent la réserve de réglage primaire auprès d'exploitants de centrales. Ces EC fournissent la réserve de réglage primaire automatiquement lors de fluctuations de la fréquence.

Le RGB est tenu vis-à-vis du CGB de garantir à tout moment un bilan le plus équilibré possible de l’énergie et de la puissance entre l’injection et la livraison dans son groupe-bilan. Il est également responsable du déroulement correct des programmes prévisionnels.

Abrévation:
RGB

Un responsable de services-système fournit des services-système à la demande d’un gestionnaire de réseau.

Abrévation:
RSS

Rémunération financée par le supplément sur les coûts de transport du réseau à haute tension pour l’injection d’électricité produite à partir d’énergie solaire (installations de 10 kW minimum), d’énergie géothermique, d’énergie éolienne, de force hydraulique (installations de 10 kW minimum), ainsi que d’énergie tirée de la biomasse et des déchets de biomasse.

Abrévation:
RPC

S

Sens du flux d’énergie.

Les prestations nécessaires à une exploitation sûre des réseaux; elles comprennent notamment la coordination du système, la gestion des bilans d’ajustement, le réglage primaire, l’aptitude au démarrage autonome et à la marche en îlotage pour les producteurs, le maintien de la tension (part d’énergie réactive comprise), les mesures pour l’exploitation et la compensation des pertes de transport.

La Société nationale du réseau de transport peut déclarer une situation de réseau critique quand, après une évaluation de la situation actuelle, cela est nécessaire pour assurer une gestion du réseau sûre et quand les conditions pour l'état du réseau dégradé ou perturbé sont remplies et quand ces états ne peuvent être écartés qu'avec des mesures requérant des droits d'injonction étendus. En outre, une situation de réseau critique est déclarée quand
a) des perturbations avec des conséquences considérables pour l'exploitation du réseau de transport de la Suisse menacent,
b) une perturbation pouvant aussi toucher l'exploitation du système des GRTE et les exploitants d'installation directement connectés au RT menace.

Lieu de la connexion physique au réseau de transport situé sur la borne menant au jeu de barre ou sur la borne menant à la ligne. Cf. point de raccordement au réseau.

Les gestionnaires de réseau se voient prélever un supplément sur la rémunération versée pour l’utilisation du réseau. Ce supplément sert notamment à financer la RPC, la prime d’injection (qui succède à la RPC), les rétributions uniques pour les installations photovoltaïques et la prime de marché pour les grandes installations hydroélectriques. Les gestionnaires de réseau peuvent répercuter ce supplément sur les consommateurs finaux.

Signifie que l’état d’un réseau est conforme au critère (n-1).

T

Les tarifs réels d’utilisation du réseau sont calculés à partir des frais de réseau déterminés par niveau de réseau et de la comptabilité par unité d’imputation.

Le taux de contingentement traduit, sous forme de pourcentage, la consommation admise par rapport à la quantité de référence. Il est en principe identique pour tous les consommateurs contingentés. Il peut être révisé par voie d’ordonnance et peut varier selon les catégories de consommateurs.

Dispositif technique destiné à la commande d’installations de tarification et d’éclairage ainsi qu’à la coupure et à l’activation de certains groupes de consommateurs.

Valeur de tension qui doit être respectée en un point donné.

U

Acteur qui soutire ou injecte de l’électricité du réseau de transport ou de distribution. L’utilisateur du réseau est notamment responsable de la conclusion de contrats d’utilisation du réseau pour l’ensemble de ses points de raccordement.

Utilisation physique d’un système de réseau pour injecter ou soutirer de l’énergie électrique.

V

Valeur saisie et traitée au niveau d’une place de mesure à l’aide d’un équipement technique de mesure (p. ex. tension, courant).

Valeur plausible, utilisée à la place d’une valeur manquante ou non plausible.

Valeur repérée comme telle par le dispositif de comptage ou reconnue comme non plausible lors du traitement.

Vérification que les données sont à la fois exhaustives et correctes.

Méthode d’affectation des coûts du réseau à l’une des deux unités d’imputation que sont les «consommateurs finaux d’un niveau de réseau» ou les «niveaux de réseau aval», en fonction des valeurs d’énergie et de puissance respectives.

Z

Zone définie par les valeurs limites de fréquence, dans laquelle le régulateur n’intervient pas. Ce terme se réfère à l’unité régulateur primaire et machine.

Comprend le réseau propre ainsi que les éléments du réseau de tiers observé, complétés par les éléments du réseau et les éléments de réseau équivalents, nécessaires pour établir un modèle de réseau étendu pour l'exploitation en gestion du réseau.

Désigne la zone géographique dans laquelle les GRT qui y sont situés déterminent les capacités disponibles entre leurs réseaux de transport respectifs.

Désigne une zone dans laquelle les obligations du GRT concernant la création du programme prévisionnel s'appliquent en raison d'exigences d'exploitation ou organisationnelles.

Le secteur du réseau dont le réglage incombe à la société nationale du réseau de transport. Ce secteur est délimité physiquement par des points de mesure.

Région de la Suisse comprenant un réglage puissance-fréquence; la Société nationale de réseau de transport est responsable de son réglage de réseau. La zone de réglage est délimitée physiquement par des points de mesure.