FR Journal officiel de l'Union européenne L 220/1

RÈGLEMENT (UE) 2017/1485 DE LA COMMISSION

du 2 août 2017

établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l'électricité

(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne,

vu le règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité et abrogeant le règlement (CE) no 1228/2003 (1), et notamment son article 18, paragraphe 3, point d), et paragraphe 5,

considérant ce qui suit:

(1) Un marché intérieur de l'énergie pleinement fonctionnel et interconnecté est crucial pour maintenir la sécurité d'approvisionnement énergétique, renforcer la concurrence et garantir des prix de l'énergie abordables pour tous les consommateurs.

(2) Le règlement (CE) no 714/2009 énonce des règles non discriminatoires régissant l'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité, en vue de garantir le bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité.

(3) Il convient d'énoncer des règles harmonisées relatives à la gestion du réseau de transport à l'intention des gestionnaires de réseau de transport (GRT), des gestionnaires de réseau de distribution (GRD) et des utilisateurs significatifs du réseau (USR) afin de mettre en place un cadre juridique clair pour la gestion du réseau, de faciliter les échanges d'électricité dans l'ensemble de l'Union, de garantir la sécurité du réseau, de garantir la disponibilité et l'échange des données et informations nécessaires entre les GRT et entre les GRT et toutes les autres parties prenantes, de faciliter l'intégration des sources d'énergie renouvelables, de permettre une utilisation plus efficace du réseau et d'accroître la concurrence, au bénéfice des consommateurs.

(4) Afin de garantir la sécurité d'exploitation du réseau de transport interconnecté, il est essentiel de définir un ensemble commun d'exigences minimales applicables à la gestion du réseau, à la coopération transfrontalière entre les GRT et à l'utilisation des différentes caractéristiques des GRD et USR connectés.

(5) Tous les GRT devraient satisfaire aux exigences minimales communes relatives aux procédures nécessaires pour préparer la gestion en temps réel, développer des modèles de réseau individuels et établir des modèles de réseau communs, pour faciliter l'utilisation coordonnée et efficace des actions correctives qui sont nécessaires pour la gestion en temps réel afin de maintenir la sécurité d'exploitation ainsi que la qualité et la stabilité du réseau de transport interconnecté, pour soutenir le fonctionnement efficace du marché intérieur européen de l'électricité et pour faciliter l'intégration des sources d'énergie renouvelables (SER).

(6) S'il existe actuellement diverses initiatives régionales de coopération en matière de gestion du réseau mises en œuvre par les GRT, il est nécessaire de formaliser la coordination entre les GRT pour faire face à la transformation du marché de l'électricité de l'Union. Les règles de gestion du réseau définies dans le présent règlement nécessitent un cadre institutionnel permettant une coordination plus étroite entre les GRT, notamment la collaboration obligatoire des GRT avec les coordinateurs régionaux de la sécurité («CSR»). Les exigences communes concernant l'établissement de CSR et la définition de leurs tâches dans le présent règlement constituent une première étape vers le renforcement de la coordination régionale et l'intégration de la gestion du réseau et devraient faciliter la réalisation des objectifs du règlement (CE) no 714/2009 et permettre un relèvement des normes en matière de sécurité d'approvisionnement dans l'Union.

(7) Le présent règlement devrait établir un cadre pour la coopération requise des GRT, en désignant des CSR. Ces CSR devraient formuler des recommandations à l'intention des GRT de la région de calcul de la capacité pour laquelle ils sont nommés. Chaque GRT devrait décider s'il suit ou non les recommandations du CSR. Le GRT devrait rester responsable du maintien de la sécurité d'exploitation de sa zone de contrôle.

(8) Des règles relatives à la formation et à la certification sont requises afin de garantir que les personnels des gestionnaires de réseau et les autres personnels de gestion sont compétents et bien formés, et que les employés du gestionnaire de réseau affectés à la gestion en temps réel soient certifiés pour gérer de manière sûre le réseau de transport dans toutes les situations d'exploitation. Ces règles en matière de formation et de certification renforcent et formalisent les meilleures pratiques existantes parmi les GRT et garantissent l'application de prescriptions minimales par tous les GRT de l'Union.

(9) Les exigences en matière d'essai et de surveillance visent à garantir le bon fonctionnement des éléments du réseau de transport, du réseau de distribution et des équipements des utilisateurs du réseau. La planification et la coordination d'essais d'exploitation sont nécessaires pour réduire au minimum les perturbations de la stabilité, du fonctionnement et de l'efficience économique du réseau interconnecté.

(10) Les indisponibilités planifiées affectant la stabilité du réseau au-delà de la zone de contrôle d'un GRT, il convient que chaque GRT contrôle, dans le cadre de la planification d'exploitation, la faisabilité des coupures prévues pour chaque échéance et, au besoin, coordonne les coupures avec les GRT, GRD et USR lorsque ces coupures ont un impact sur les flux transfrontaliers affectant la sécurité d'exploitation des réseaux de transport.

(11) Les processus de gestion et de programmation nécessaires pour anticiper les difficultés liées à la sécurité lors de la gestion en temps réel et pour définir des mesures correctives appropriées imposent d'échanger en temps utile les données pertinentes. Il convient donc que rien ne fasse obstacle à ces échanges entre les différents acteurs concernés.

(12) Un des processus les plus cruciaux pour assurer la sécurité d'exploitation avec un degré élevé de fiabilité et de qualité est le réglage fréquence-puissance (RFP). Un RFP efficace n'est possible que si les GRT et les GRD de raccordement des réserves ont l'obligation de coopérer aux fins de la gestion des réseaux de transport interconnectés considérés comme une seule entité, et que les unités de production d'électricité et les installations de consommation des fournisseurs ont l'obligation de satisfaire à des exigences techniques minimales.

(13) Les dispositions concernant le RFP et les réserves visent à établir des exigences claires, objectives et harmonisées à l'intention des GRT, des GRD de raccordement des réserves, des unités de production d'électricité et des installations de consommation des fournisseurs, afin de garantir la sécurité d'exploitation du réseau et de contribuer à la non-discrimination, à la concurrence effective et au fonctionnement efficace du marché intérieur de l'électricité. Ces dispositions constituent le cadre technique nécessaire au développement de marchés d'équilibrage transfrontaliers.

(14) Afin de garantir la qualité de la fréquence commune du réseau, il est essentiel de définir un ensemble commun d'exigences et de principes minimaux pour le RFP à l'échelle de l'Union et les réserves afin de servir de base à la coopération transfrontalière entre les GRT et, le cas échéant, afin de tirer parti des caractéristiques des systèmes de production d'électricité, de consommation et de distribution raccordés. À cette fin, le présent règlement traite de la structure du RFP et des règles d'exploitation, des critères et objectifs de qualité, du dimensionnement des réserves, de l'échange, du partage et de la distribution des réserves, et de la surveillance liée au RFP.

(15) Les zones synchrones ne s'arrêtent pas aux frontières de l'Union et peuvent inclure le territoire de pays tiers. L'Union, les États membres et les GRT devraient viser à l'exploitation sûre du réseau dans toutes les zones synchrones présentes dans toute l'Union. Ils devraient soutenir les pays tiers aux fins de l'application de règles similaires à celles prévues dans le présent règlement. L'ENTSO pour l'électricité devrait faciliter la coopération entre les GRT de l'Union et ceux de pays tiers en ce qui concerne l'exploitation sûre du réseau.

(16) Conformément à l'article 8 du règlement (CE) no 713/2009 du Parlement européen et du Conseil (2), l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (ci-après dénommée l'«Agence») devrait statuer si les autorités de régulation compétentes ne parviennent pas à un accord sur des modalités et conditions ou des méthodologies communes.

(17) Le présent règlement a été élaboré en étroite coopération avec l'Agence, l'ENTSO pour l'électricité et les parties intéressées, afin d'adopter des règles efficaces, équilibrées et proportionnées de manière transparente et participative. Conformément à l'article 18, paragraphe 3, du règlement (CE) no 714/2009, la Commission consultera l'Agence, l'ENTSO pour l'électricité et les autres parties intéressées avant toute proposition de modification du présent règlement.

(18) Les mesures prévues au présent règlement sont conformes à l'avis du comité visé à l'article 23, paragraphe 1, du règlement (CE) no 714/2009,

A ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:

PARTIE I

DISPOSITIONS GÉNÉRALES

Article premier

Objet

Aux fins du maintien de la sécurité d'exploitation, de la qualité de la fréquence et de l'utilisation efficace du réseau interconnecté et des ressources, le présent règlement fixe des lignes directrices détaillées sur:

a) les exigences et les principes concernant la sécurité d'exploitation;

b) les règles et les responsabilités en matière de coordination et d'échange de données entre les GRT, entre les GRT et les GRD, et entre les GRT ou les GRD et les USR dans la planification de l'exploitation et l'exploitation proche du temps réel;

c) les règles relatives à la formation et à la certification des employés du gestionnaire de réseau;

d) les exigences concernant la coordination des indisponibilités;

e) les exigences applicables à la programmation entre les zones de régulation des GRT; et

f) les règles visant à établir un cadre de l'Union pour le réglage fréquence-puissance et les réserves.

Article 2

Champ d'application

1. Les règles et les exigences énoncées dans le présent règlement s'appliquent aux USR suivants:

a) unités de production d'électricité existantes et nouvelles qui sont ou seraient classées dans les types B, C et D conformément à l'article 5 du règlement (UE) 2016/631 de la Commission (3);

b) installations de consommation existantes et nouvelles raccordées à un réseau de transport;

c) réseaux de distribution fermés existants et nouveaux raccordés à un réseau de transport;

d) installations de consommation existantes et nouvelles, réseaux de distribution fermés et tiers s'ils fournissent des services de participation active de la demande directement au GRT selon les critères énoncés à l'article 27 du règlement (UE) 2016/1388 de la Commission (4);

e) les fournisseurs de redispatching d'unités de production d'électricité ou d'installations de consommation au moyen d'agrégation et les fournisseurs de réserve de puissance active conformément au titre 8 de la partie IV du présent règlement; et

f) les systèmes en courant continu à haute tension (HVDC) existants et nouveaux, conformément aux critères énoncés à l'article 3, paragraphe 1, du règlement (UE) 2016/1447 de la Commission (5).

2. Le présent règlement s'applique à tous les réseaux de transport, réseaux de distribution et interconnexions dans l'Union et aux coordinateurs régionaux en matière de sécurité, sauf les réseaux de transport et de distribution, ou des parties de ces réseaux, situés sur les territoires insulaires des États membres dont les réseaux ne sont pas exploités de manière synchrone avec la zone synchrone d'Europe continentale (CE), de Grande-Bretagne (GB), des pays nordiques, d'Irlande et d'Irlande du Nord (IE/NI) ou de la Baltique.

3. Lorsqu'il existe plusieurs GRT dans un État membre, le présent règlement s'applique à tous ces GRT. Lorsqu'un GRT n'assume pas de fonction pertinente pour une ou plusieurs des obligations prévues dans le présent règlement, les États membres peuvent, dans le cadre de la réglementation nationale, décider que la responsabilité d'un GRT de s'acquitter d'une, de plusieurs ou de toutes les obligations découlant du présent règlement est assignée à un ou plusieurs GRT particuliers.

4. Les GRT d'Estonie, de Lettonie et de Lituanie, aussi longtemps et dans la mesure où ils fonctionnent en mode synchrone dans une zone synchrone où tous les pays ne sont pas liés par la législation européenne, sont exemptés des dispositions énumérées à l'annexe I du présent règlement, sauf disposition contraire dans un accord de coopération avec les GRT de pays tiers fixant la base de leur coopération en ce qui concerne la sécurité d'exploitation du réseau en application de l'article 13.

5. Lorsque les exigences prévues en application du présent règlement sont à établir par un gestionnaire de réseau compétent qui n'est pas un GRT, les États membres peuvent prévoir que, à sa place, le GRT est responsable de l'établissement des exigences pertinentes.

Article 3

Définitions

1. Aux fins du présent règlement, les définitions de l'article 2 du règlement (CE) no 714/2009, de l'article 2 du règlement (UE) 2015/1222 de la Commission (6), de l'article 2 du règlement (UE) 2016/631, de l'article 2 du règlement (UE) 2016/1388, de l'article 2 du règlement (UE) 2016/1447, de l'article 2 du règlement (UE) 2016/1719 de la Commission (7), de l'article 2 du règlement (UE) no 543/2013 de la Commission (8) concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l'électricité et de l'article 2 de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil (9) s'appliquent.

2. En outre, on entend par:

1) «sécurité d'exploitation»: la capacité du réseau de transport à conserver un état normal ou à revenir à un état normal dès que possible, et qui se caractérise par des limites de sécurité d'exploitation;

2) «contrainte»: une situation dans laquelle il est nécessaire de préparer et de mettre en œuvre une action corrective afin de respecter les limites de sécurité d'exploitation;

3) «situation N»: la situation dans laquelle aucun élément du réseau de transport n'est indisponible à la suite d'un aléa;

4) «liste des aléas»: la liste des aléas à simuler afin de tester la conformité avec les limites de sécurité d'exploitation;

5) «état normal»: une situation dans laquelle le réseau se situe dans les limites de sécurité d'exploitation dans la situation N et après la survenue d'un aléa figurant sur la liste des aléas, compte tenu de l'effet des actions correctives possibles;

6) «réserves de stabilisation de la fréquence» (FCR): les réserves de puissance active disponibles pour stabiliser la fréquence du réseau à la suite d'un déséquilibre;

7) «réserves de restauration de la fréquence» (FRR): les réserves de puissance active disponibles afin de ramener la fréquence du réseau à la fréquence nominale et, dans le cas d'une zone synchrone composée de plusieurs zones RFP, de ramener la balance des échanges de puissance à la valeur programmée;

8) «réserves de remplacement» (RR): les réserves de puissance active, y compris les réserves de production d'électricité, disponibles pour restaurer ou maintenir le niveau requis de FRR afin d'être préparé en cas de déséquilibres supplémentaires sur le réseau;

9) «fournisseur de réserves»: une entité juridique ayant une obligation légale ou contractuelle de fournir des FCR, FRR ou RR à partir d'au moins une unité ou un groupe de fourniture de réserves;

10) «unité fournissant des réserves»: une seule ou un groupement d'unités de production d'électricité et/ou d'unités de consommation raccordées à un point de raccordement commun satisfaisant aux exigences applicables pour fournir des FCR, FRR ou RR;

11) «groupe fournissant des réserves»: un groupement d'unités de production d'électricité, d'unités de consommation et/ou d'unités de fourniture de réserves raccordées à plusieurs points de raccordement et satisfaisant aux exigences applicables pour fournir des FCR, FRR ou RR;

12) «zone de réglage fréquence-puissance» (zone RFP): une partie d'une zone synchrone ou l'ensemble d'une zone synchrone, délimitée physiquement par des points de mesure aux interconnexions avec d'autres zones RFP, exploitée par un ou plusieurs GRT s'acquittant des obligations de réglage fréquence-puissance;

13) «délai de restauration de la fréquence»: le temps maximal attendu à la suite d'un déséquilibre instantané de puissance inférieur ou égal à l'incident de référence dans lequel la fréquence du réseau revient dans la plage de restauration de la fréquence pour les zones synchrones au sein d'une seule zone RFP et, dans le cas des zones synchrones comportant plusieurs zones RFP, le temps maximal attendu à la suite d'un déséquilibre instantané de puissance pour que ce déséquilibre soit compensé;

14) «critère (N-1)»: la règle selon laquelle les éléments qui continuent à fonctionner à l'intérieur de la zone de contrôle d'un GRT après la survenue d'un aléa sont capables de faire face à la nouvelle situation sans enfreindre les limites de sécurité d'exploitation;

15) «situation (N-1)»: la situation sur le réseau de transport où un aléa figurant sur la liste des aléas est survenu;

16) «réserve de puissance active»: les réserves d'équilibrage disponibles pour la stabilisation de la fréquence;

17) «état d'alerte»: l'état du réseau dans lequel le réseau se situe dans les limites de sécurité d'exploitation mais un aléa figurant sur la liste des aléas a été détecté et, s'il survient, les actions correctives disponibles ne sont pas suffisantes pour maintenir l'état normal;

18) «bloc de réglage fréquence-puissance» (bloc RFP): une partie d'une zone synchrone ou la totalité d'une zone synchrone, délimitée physiquement par des points de mesure aux interconnexions avec d'autres blocs RFP, constitués d'une ou de plusieurs zones RFP, exploitée par un ou plusieurs GRT s'acquittant des obligations de réglage fréquence-puissance;

19) «écart de réglage de zone» (ACE): la somme de l'écart de réglage de la puissance (ΔP), à savoir la différence en temps réel entre la valeur effective mesurée de l'échange de puissance (P) et le programme de réglage (P0) d'une zone ou d'un bloc RFP spécifique et l'écart de réglage de la fréquence (K*Δf), à savoir le produit du facteur K et de l'écart de fréquence de cette zone ou ce bloc RFP, où l'écart de réglage de zone est égal à ΔP+K*Δf;

20) «programme de réglage»: une série de paramètres de réglage pour le solde des échanges de puissance d'une zone RFP ou d'un bloc RFP par les interconnexions à courant alternatif;

21) «réglage de la tension»: les actions de réglage manuelles ou automatiques au nœud de production d'électricité, aux nœuds terminaux des lignes de courant alternatif ou des systèmes HVDC, sur les transformateurs, ou autres éléments, destinées à maintenir la tension de consigne ou la valeur de consigne de puissance réactive;

22) «état de panne généralisée (black-out)»: l'état du réseau dans lequel tout ou partie du réseau de transport est interrompu;

23) «aléa interne»: un aléa à l'intérieur de la zone de contrôle d'un GRT, y compris les interconnexions;

24) «aléa externe»: un aléa à l'extérieur de la zone de contrôle d'un GRT, à l'exclusion des interconnexions, avec un facteur d'influence plus élevé que le seuil d'influence d'aléa;

25) «facteur d'influence»: la valeur numérique utilisée pour quantifier l'effet d'une indisponibilité d'un élément du réseau de transport situé à l'extérieur de la zone de contrôle d'un GRT à l'exclusion des interconnexions, en termes de modification des flux de puissance ou de tension provoquées par cette indisponibilité sur tout élément du réseau de transport. Plus cette valeur est élevée, plus l'effet est important;

26) «seuil d'influence d'aléa»: une valeur limite numérique sur la base de laquelle les facteurs d'influence sont contrôlés, la survenue d'un aléa situé à l'extérieur de la zone de contrôle d'un GRT avec un facteur d'influence supérieur au seuil d'influence d'aléa étant considérée comme ayant un impact significatif sur la zone de contrôle du GRT en question, y compris les interconnexions;

27) «analyse des aléas»: une simulation par ordinateur des aléas figurant sur la liste des aléas;

28) «temps critique d'élimination d'un défaut»: la durée maximale d'un défaut pendant laquelle le réseau de transport conserve un fonctionnement stable;

29) «défaut»: tous les types de courts-circuits (mono-, bi- et triphasé, avec et sans mise à la terre), un conducteur brisé, un circuit interrompu, ou une connexion intermittente, entraînant la non-disponibilité permanente de l'élément de réseau de transport touché;

30) «élément de réseau de transport»: tout composant du réseau de transport;

31) «perturbation»: tout événement non planifié qui peut avoir pour effet que le réseau de transport s'écarte de son état normal;

32) «stabilité dynamique»: une expression usuelle englobant la stabilité angulaire du rotor, la stabilité en fréquence et la stabilité en tension;

33) «évaluation de la stabilité dynamique»: l'évaluation de la sécurité d'exploitation en termes de stabilité dynamique;

34) «stabilité en fréquence»: la capacité du réseau de transport à maintenir une fréquence stable dans la situation N et après avoir subi une perturbation;

35) «stabilité en tension»: la capacité du réseau de transport à maintenir des tensions acceptables à tous les nœuds du réseau de transport dans la situation N et après avoir subi une perturbation;

36) «état du réseau»: l'état de fonctionnement du réseau de transport en relation avec les limites de sécurité d'exploitation: état normal, état d'alerte, état d'urgence, état de panne généralisée et état de reconstitution;

37) «état d'urgence»: l'état du réseau dans lequel une ou plusieurs limites de sécurité d'exploitation sont franchies;

38) «état de reconstitution»: l'état du réseau dans lequel l'objectif de toutes les activités sur le réseau de transport est de rétablir le fonctionnement du réseau et de maintenir la sécurité d'exploitation après l'état de panne généralisée ou l'état d'urgence;

39) «aléa exceptionnel»: la survenue simultanée de plusieurs aléas provoquée par une même cause;

40) «écart de fréquence»: la différence, négative ou positive, entre la fréquence réelle et la fréquence nominale de la zone synchrone;

41) «fréquence du réseau»: la fréquence électrique du réseau qui peut être mesurée en tout point de la zone synchrone, en considérant que la valeur est homogène sur l'ensemble du réseau sur une durée de quelques secondes, avec seulement des écarts minimes entre les différents points de mesure;

42) «processus de restauration de la fréquence» (FRP): le processus qui vise à ramener la fréquence du réseau à la fréquence nominale et, dans le cas des zones synchrones composées de plusieurs zones RFP, le processus qui vise à ramener l'équilibre de puissance à la valeur programmée;

43) «écart de réglage dans la restauration de la fréquence» (FRCE): l'écart de réglage dans le FRP qui est égal à l'ACE d'une zone RFP ou égal à l'écart de fréquence lorsque la zone RFP correspond géographiquement à la zone synchrone;

44) «programme»: une série de valeurs de référence représentant la production, la consommation ou l'échange d'électricité sur une période donnée;

45) «facteur K» d'une zone RFP ou d'un bloc RFP: une valeur exprimée en mégawatts par hertz (MW/Hz), aussi proche que possible de la somme du réglage automatique de la production, de l'autorégulation de la charge et de la contribution de la réserve de stabilisation de la fréquence, ou supérieure à cette somme, divisée par l'écart maximal de fréquence en régime permanent;

46) «état local»: la qualification d'un état d'alerte, d'urgence ou de panne généralisée lorsqu'il n'existe aucun risque d'extension des conséquences en dehors de la zone de contrôle, y compris les interconnexions raccordées à cette zone de contrôle;

47) «écart maximal de la fréquence en régime permanent»: l'écart maximal de fréquence attendu après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence dans lequel la fréquence du réseau est conçue pour rester stable;

48) «zone d'observabilité»: un réseau de transport d'un GRT et les parties pertinentes des réseaux de distribution et des réseaux de transport des GRT voisins sur lesquels le GRT met en œuvre une surveillance et une modélisation en temps réel afin de maintenir la sécurité d'exploitation dans sa zone de contrôle, y compris les interconnexions;

49) «GRT voisins»: les GRT directement raccordés par au moins une interconnexion à courant alternatif ou continu;

50) «analyse de sécurité d'exploitation»: l'ensemble des activités par ordinateur, manuelles et automatiques menées afin d'évaluer la sécurité d'exploitation du réseau de transport et de déterminer les actions correctives nécessaires pour maintenir cette sécurité d'exploitation;

51) «indicateurs de sécurité d'exploitation»: des indicateurs utilisés par les GRT pour surveiller la sécurité d'exploitation en termes des états du réseau ainsi que des défauts et perturbations qui influent sur la sécurité d'exploitation;

52) «échelle de sécurité d'exploitation»: l'échelle utilisée par les GRT pour surveiller la sécurité d'exploitation sur la base des indicateurs de sécurité d'exploitation;

53) «essais opérationnels»: les essais exécutés par un GRT ou un GRD aux fins de la maintenance, du développement de pratiques de gestion du réseau et de formation à cette gestion, et en vue d'acquérir des informations sur le comportement du réseau de transport en conditions anormales, et les essais exécutés par les USR à des fins analogues sur leurs installations;

54) «aléa ordinaire»: l'occurrence d'un aléa sur une seule ligne ou injection;

55) «aléa hors dimensionnement»: la survenue simultanée de plusieurs aléas sans cause commune, ou une perte d'unités de production d'électricité aboutissant à une perte totale de capacité de production d'électricité supérieure à celle de l'incident de référence;

56) «valeur de la rampe»: la vitesse de variation de la puissance active d'une unité de production d'électricité, d'une installation de consommation ou d'un système HVDC;

57) «réserve de puissance réactive»: la puissance réactive disponible pour le maintien de la tension;

58) «incident de référence»: l'écart de puissance positif ou négatif maximal survenant instantanément entre la production et la consommation dans une zone synchrone, pris en compte dans le dimensionnement des FCR;

59) «stabilité angulaire du rotor»: la capacité des machines synchrones de garder le synchronisme en situation-N et après avoir été soumises à une perturbation;

60) «plan de sécurité»: le plan qui contient une analyse des risques pour les actifs critiques d'un GRT en fonction des principales menaces physiques et informatiques, avec une évaluation des impacts potentiels;

61) «limites de stabilité»: les valeurs extrêmes admissibles pour l'exploitation du réseau de transport en termes de respect des limites de stabilité en tension, de stabilité angulaire du rotor et de stabilité en fréquence;

62) «état de zone étendue»: la qualification d'un état d'alerte, d'un état d'urgence ou d'un état de panne généralisée, lorsqu'il existe un risque de propagation aux réseaux de transport interconnectés;

63) «plan de défense du réseau»: les mesures techniques et organisationnelles à prendre afin d'empêcher la propagation ou l'aggravation d'une perturbation sur le réseau de transport, afin d'éviter une perturbation avec état de zone étendue et un état de panne généralisée;

64) «topologie»: les données concernant la connectivité des différents éléments du réseau de transport ou de distribution dans un poste électrique, y compris la configuration électrique et la position des disjoncteurs et des sectionneurs;

65) «surcharges transitoires admissibles»: les surcharges temporaires d'éléments du réseau de transport qui sont autorisées pendant une durée limitée et n'entraînent pas de dommage physique aux éléments du réseau de transport pour autant que la durée et les seuils fixés soient respectés;

66) «ligne d'interconnexion virtuelle»: une donnée supplémentaire pour les régulateurs des zones RFP concernés qui a le même effet qu'une valeur mesurée sur une interconnexion physique et permet l'échange d'énergie électrique entre les zones respectives;

67) «systèmes de transport flexibles en courant alternatif» (FACTS): les équipements du réseau de transport de l'électricité en courant alternatif qui permettent d'améliorer son réglage et d'accroître sa capacité de transfert de puissance active;

68) «adéquation»: la capacité des injections dans une zone à satisfaire la demande dans cette zone;

69) «programme externe compensé agrégé»: un programme représentant le bilan d'agrégation de tous les programmes externes de GRT et programmes d'échanges commerciaux externes entre deux zones de programmation ou entre une zone de programmation et un groupe d'autres zones de programmation;

70) «plan de disponibilité»: la combinaison de tous les états de disponibilité planifiés d'un actif pertinent pendant une durée donnée;

71) «état de disponibilité»: la capacité d'une unité de production d'électricité, d'un élément de réseau ou d'une installation de consommation à fournir un service pendant une durée donnée, qu'il soit ou non en service;

72) «proche du temps réel»: le laps de temps, inférieur à quinze minutes, entre la fermeture du dernier guichet infrajournalier et le temps réel;

73) «programme de consommation»: un programme représentant la consommation d'une installation de consommation ou d'un groupe d'installations de consommation;

74) «environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation»: l'ensemble des programmes d'application et des équipements développés afin de permettre le stockage, l'échange et la gestion des données utilisées pour les processus de planification de l'exploitation entre les GRT;

75) «programme d'échanges commerciaux extérieurs»: un programme représentant les échanges commerciaux d'électricité entre acteurs du marché dans différentes zones de programmation;

76) «programme extérieur de GRT»: un programme représentant les échanges d'électricité entre GRT dans différentes zones de programmation;

77) «indisponibilité fortuite»: le retrait non planifié d'un actif pertinent, pour une raison urgente en dehors du contrôle de l'exploitant de l'actif concerné;

78) «programme de production d'électricité»: un programme représentant la production d'électricité d'une unité de production d'électricité ou d'un groupe d'unités de production d'électricité:

79) «programme d'échanges commerciaux intérieurs»: un programme représentant les échanges commerciaux d'électricité entre différents acteurs du marché à l'intérieur d'une zone de programmation;

80) «actif interne pertinent»: un actif pertinent qui fait partie d'une zone de contrôle d'un GRT ou un actif pertinent situé dans un réseau de distribution, y compris un réseau fermé de distribution, raccordé directement ou indirectement à la zone de contrôle de ce GRT;

81) «position nette des échanges en courant alternatif d'une zone»: le solde agrégé de tous les programmes des échanges extérieurs en courant alternatif d'une zone;

82) «zone de coordination des indisponibilités»: un ensemble de zones de réglage pour lesquelles les GRT définissent des procédures aux fins de la surveillance et, lorsque nécessaire, de la coordination de l'état de disponibilité des actifs pertinents pour toutes les échéances;

83) «installation de consommation pertinente»: une installation de consommation qui participe à la coordination des indisponibilités et dont l'état de disponibilité influence la sécurité d'exploitation transfrontalière;

84) «actif pertinent»: toute installation de consommation pertinente, toute unité de production d'électricité pertinente, ou tout élément de réseau pertinent participant à la coordination des indisponibilités;

85) «élément de réseau pertinent»: tout composant d'un réseau de transport ou d'un réseau de distribution, y compris un réseau fermé de distribution, tel qu'une ligne individuelle, un circuit individuel, un transformateur individuel, un transformateur déphaseur individuel, ou un dispositif de compensation de la tension, qui participe à la coordination des indisponibilités et dont l'état de disponibilité influence la sécurité d'exploitation transfrontalière;

86) «incompatibilité dans la planification des indisponibilités»: l'état dans lequel une combinaison, d'une part, de l'état de disponibilité d'un ou de plusieurs éléments de réseau pertinents, d'une ou de plusieurs unités de production d'électricité, et/ou d'une ou de plusieurs installations de consommation et, d'autre part, de la meilleure estimation de la situation du réseau d'électricité prévue résulte en une violation des limites de sécurité d'exploitation, compte tenu des actions correctives non coûteuses dont dispose le GRT;

87) «responsable de la planification des indisponibilités»: une entité chargée de planifier l'état de disponibilité d'une unité de production d'électricité pertinente, d'une installation de consommation pertinente ou d'un élément de réseau pertinent;

88) «unité de production d'électricité pertinente»: une unité de production d'électricité qui participe à la coordination des indisponibilités et dont l'état de disponibilité influence la sûreté opérationnelle transfrontalière;

89) «coordinateur de sécurité régional» (CSR): l'entité ou les entités, détenues ou contrôlées par les GRT, dans une ou plusieurs régions de calcul de la capacité, qui exécutent des tâches liées à la coordination régionale des GRT;

90) «responsable de la programmation»: l'entité ou les entités chargées de fournir les programmes émanant des acteurs du marché aux GRT ou, le cas échéant, à des tiers;

91) «zone de programmation»: une zone au sein de laquelle les obligations du GRT relatives à la programmation s'appliquent, du fait de nécessités opérationnelles ou organisationnelles;

92) «à une semaine»: la semaine qui précède la semaine civile d'exploitation;

93) «à un an»: l'année qui précède l'année civile d'exploitation;

94) «GRT affecté»: un GRT ayant besoin, aux fins de l'analyse et du maintien de la sûreté d'exploitation, d'informations sur les échanges de réserves et/ou le partage de réserves et/ou les processus de compensation des déséquilibres et/ou les processus d'activation transfrontalière;

95) «capacité de réserve»: le volume de FCR, FRR ou RR dont doit disposer le GRT;

96) «échange de réserves»: la possibilité pour un GRT d'accéder à la capacité de réserve raccordée à une autre zone RFP, un autre bloc RFP ou une autre zone synchrone, afin de respecter ses exigences en matière de réserves découlant de son processus de dimensionnement des réserves, qu'il s'agisse de FCR, de FRR, ou de RR, cette capacité de réserve étant destinée exclusivement à ce GRT et n'étant prise en compte par aucun autre GRT afin de respecter ses exigences en matière de réserves découlant de son processus de dimensionnement des réserves;

97) «partage de réserves»: un mécanisme dans lequel plusieurs GRT prennent en compte une même capacité de réserve, qu'il s'agisse de FCR, FRR ou RR, afin de respecter leurs exigences respectives en matière de réserves découlant de leur processus de dimensionnement des réserves;

98) «durée de déclenchement de l'état d'alerte»: le temps qui s'écoule avant que l'état d'alerte ne devienne actif;

99) «FRR automatiques»: des FRR qui peuvent être activées par un dispositif de régulation automatique;

100) «délai d'activation des FRR automatiques»: le temps qui s'écoule entre la fixation d'une nouvelle consigne par le régulateur de restauration de la fréquence et le démarrage de la fourniture physique des FRR automatiques;

101) «temps d'activation complète des FRR automatiques»: le temps qui s'écoule entre la fixation d'une nouvelle consigne par le régulateur de restauration de la fréquence et l'activation ou désactivation correspondante des FRR automatiques;

102) «données moyennes relatives à un FRCE»: l'ensemble de données constitué par la valeur moyenne des FRCE instantanés enregistrés dans une zone RFP ou un bloc RFP au cours d'une période mesurée donnée;

103) «GRT fournisseur de la capacité de réglage»: le GRT qui déclenche l'activation de sa capacité de réserve pour un GRT destinataire de la capacité de réglage dans les conditions prévues dans un accord pour le partage de réserves;

104) «GRT destinataire de la capacité de réglage»: le GRT qui calcule la capacité de réserve en tenant compte de la capacité de réserve qui est accessible auprès d'un GRT fournisseur de la capacité de réglage dans les conditions prévues dans un accord pour le partage de réserves;

105) «processus d'application des critères»: le processus de calcul des paramètres cibles de la zone synchrone, du bloc RFP et de la zone RFP, sur la base des données obtenues dans le cadre du processus de collecte et de fourniture des données;

106) «processus de collecte et de fourniture des données»: le processus de collecte de l'ensemble de données nécessaires pour appliquer les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence;

107) «processus d'activation transfrontalière des FRR»: un processus convenu entre les GRT y prenant part, qui permet d'activer les FRR raccordées dans une zone RFP différente en corrigeant en conséquence la contribution des FRP entrant en jeu;

108) «processus d'activation transfrontalière des RR»: un processus convenu entre les GRT y prenant part, qui permet d'activer les RR raccordées dans une zone RFP différente en corrigeant en conséquence la contribution du RRP entrant en jeu;

109) «incident dimensionnant»: le déséquilibre de puissance active survenant instantanément le plus élevé envisagé au sein d'un bloc RFP, dans le sens positif et négatif;

110) «écart temporel électrique»: l'écart de temps entre le temps synchrone et le temps universel coordonné (UTC);

111) «écart de fréquence correspondant à l'activation complète des FCR»: la valeur nominale de la variation de fréquence à laquelle les FCR d'une zone synchrone sont activées complètement;

112) «temps d'activation complète des FCR»: la période qui s'écoule entre la survenue d'un incident de référence et l'activation complète correspondante des FCR;

113) «FCR soumises à obligation»: la partie ou la totalité de la réserve FCR dont un GRT est responsable;

114) «processus de stabilisation de la fréquence»: ou FCP: un processus qui vise à stabiliser la fréquence du réseau en compensant les déséquilibres à l'aide de réserves appropriées;

115) «processus de couplage de la fréquence»: un processus convenu entre tous les GRT de deux zones synchrones, qui permet de relier l'activation des FCR en adaptant les flux HVDC entre les zones synchrones;

116) «paramètre de définition de la qualité de la fréquence»: les principales variables de la fréquence du réseau qui définissent les principes de la qualité de la fréquence;

117) «paramètre cible de la qualité de la fréquence»: la principale cible pour la fréquence du réseau en fonction de laquelle le comportement des processus d'activation des FCR, FRR et RR est évalué dans l'état normal;

118) «critères d'évaluation de la qualité de la fréquence»: un ensemble de calculs fondés sur des mesures de la fréquence du réseau qui permet d'évaluer la qualité de la fréquence du réseau au regard des paramètres cibles de la qualité de la fréquence;

119) «données d'évaluation de la qualité de la fréquence»: l'ensemble de données qui permet de calculer les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence;

120) «plage de rétablissement de la fréquence»: la plage de fréquences du réseau dans laquelle il est prévu que la fréquence du réseau revienne, dans les zones synchrones GB et IE/NI, après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence, dans le délai de rétablissement de la fréquence;

121) «délai de rétablissement de la fréquence»: pour les zones synchrones GB et IE/NI, la durée maximale envisagée après la survenue d'un déséquilibre inférieur ou égal à l'incident de référence, à l'issue de laquelle la fréquence du réseau revient à l'écart de fréquence maximale en régime permanent;

122) «plage de restauration de la fréquence»: la plage de fréquences du réseau dans laquelle il est prévu que la fréquence du réseau revienne, dans les zones synchrones GB, IE/NI et pays nordiques, après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence dans le temps nécessaire pour restaurer la fréquence;

123) «paramètres cibles du FRCE»: les principales variables cibles d'un bloc RFP sur la base desquelles les critères de dimensionnement applicables aux FRR et RR du bloc RFP sont déterminés et évalués, et qui sont utilisées pour refléter le comportement du bloc RFP en fonctionnement normal;

124) «échanges de puissance pour la restauration de la fréquence»: la puissance échangée entre des zones RFP dans le cadre du processus d'activation transfrontalière des FRR;

125) «valeur de consigne de la fréquence»: la valeur cible de la fréquence utilisée dans le cadre du FRP, égale à la somme de la fréquence nominale du réseau et d'une valeur correctrice nécessaire pour réduire un écart temporel électrique;

126) «exigences de disponibilité des FRR»: un ensemble d'exigences définies par les GRT d'un bloc RFP au sujet de la disponibilité des FRR;

127) «règles de dimensionnement des FRR»: les spécifications du processus de dimensionnement des FRR d'un bloc RFP;

128) «processus de compensation des déséquilibres»: un processus convenu entre les GRT qui permet d'éviter l'activation simultanée de FRR dans des sens opposés en tenant compte des FRCE respectifs et des FRR activées, et en corrigeant en conséquence la contribution des FRP mis en œuvre;

129) «échanges de puissance pour la compensation des déséquilibres»: la puissance échangée entre des zones RFP dans le cadre du processus de compensation des déséquilibres;

130) «FCR soumises à une obligation initiale»: le volume de réserves FCR allouées à un GRT sur la base d'une clé de répartition;

131) «données instantanées sur la fréquence»: un ensemble de mesures relatives à la fréquence générale du réseau pour la zone synchrone, la période de mesure étant égale ou inférieure à une seconde, utilisées pour l'évaluation de la qualité de la fréquence;

132) «écart instantané de la fréquence»: un ensemble de mesures relatives à la fréquence globale du réseau pour la zone synchrone, la période de mesure étant égale ou inférieure à une seconde, utilisées pour l'évaluation de la qualité de la fréquence;

133) «données instantanées sur un FRCE»: un ensemble de données relatives à un FRCE d'un bloc RFP, la période de mesure étant égale ou inférieure à dix secondes, utilisées pour l'évaluation de la qualité de la fréquence;

134) «plage du FRCE de niveau 1»: la première plage utilisée pour l'évaluation de la qualité de la fréquence au niveau d'un bloc RFP, dans laquelle le FRCE devrait être maintenu pendant un certain pourcentage de temps;

135) «plage du FRCE de niveau 2»: la seconde plage utilisée pour l'évaluation de la qualité de la fréquence au niveau d'un bloc RFP, dans laquelle le FRCE devrait être maintenu pendant un certain pourcentage de temps;

136) «accord d'exploitation de bloc RFP»: un accord multipartite entre les GRT d'un bloc RFP si ce bloc est exploité par plusieurs GRT, et une méthodologie opérationnelle pour le bloc RFP adoptée unilatéralement par le GRT compétent si ce bloc est géré par un seul GRT;

137) «échanges de puissance de remplacement»: la puissance échangée entre des zones RFP dans le cadre du processus d'activation transfrontalière des RR;

138) «déséquilibres d'un bloc RFP»: la somme des FRCE et des FRR et RR activées au sein d'un bloc RFP et des échanges de puissance pour la compensation des déséquilibres, des échanges de puissance pour la restauration de la fréquence et des échanges de puissance pour le remplacement réalisés par un bloc RFP avec d'autres blocs RFP;

139) «superviseur de bloc RFP»: un GRT chargé de collecter les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence et de les appliquer au bloc RFP;

140) «structure du réglage fréquence-puissance»: la structure de base qui englobe tous les aspects pertinents du réglage fréquence-puissance, en particulier en ce qui concerne les responsabilités et les obligations respectives, ainsi que les types de réserves de puissance active et leur finalité;

141) «structure de la responsabilité des processus»: la structure qui détermine les responsabilités et les obligations relatives aux réserves de puissance active fondées sur la structure du réglage de la zone synchrone;

142) «structure d'activation des processus»: la structure qui définit les catégories des processus relatifs aux différents types de réserves de puissance active en termes de finalité et d'activation;

143) «temps d'activation complète des FRR manuelles»: le temps qui s'écoule entre la modification d'une consigne et l'activation ou désactivation correspondante des FRR manuelles;

144) «écart maximal de la fréquence instantanée»: la plus grande valeur absolue attendue d'un écart instantané de fréquence après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence, au-delà de laquelle des mesures d'urgence sont activées;

145) «zone de surveillance»: une partie d'une zone synchrone ou l'ensemble d'une zone synchrone, délimitée physiquement par des points de mesure aux interconnexions avec d'autres zones de surveillance, exploitée par un ou plusieurs GRT investis des obligations liées à une zone de surveillance;

146) «préqualification»: le processus qui consiste à vérifier la conformité d'une unité fournissant des réserves ou d'un groupe fournissant des réserves avec les exigences fixées par le GRT;

147) «période de rampe»: la période définie par un point de départ fixe et une durée au cours de laquelle l'injection et/ou la production de puissance active seront augmentées ou diminuées;

148) «GRT ordonnant l'activation des réserves»: le GRT chargé de donner comme instruction à l'unité fournissant des réserves ou au groupe fournissant des réserves d'activer les FRR et/ou les RR;

149) «GRD de raccordement des réserves»: le GRD responsable d'un réseau de distribution auquel est raccordé(e) une unité fournissant des réserves ou un groupe fournissant des réserves à un GRT;

150) «GRT de raccordement des réserves»: le GRT responsable d'une zone de surveillance à laquelle est raccordé(e) une unité fournissant des réserves ou un groupe fournissant des réserves;

151) «GRT destinataire des réserves»: le GRT qui prend part à un échange avec un GRT de raccordement des réserves et/ou une unité fournissant des réserves ou un groupe fournissant des réserves raccordé(e) à une autre zone de surveillance ou zone RFP;

152) «processus de remplacement des réserves» ou «RRP»: un processus qui permet de restaurer les FRR activées et, pour les zones GB et IE/NI, de restaurer les FCR activées;

153) «exigences de disponibilité des RR»: un ensemble d'exigences définies par les GRT d'un bloc RFP au sujet de la disponibilité des RR;

154) «règles de dimensionnement des RR»: les spécifications du processus de dimensionnement des RR d'un bloc RFP;

155) «plage de fréquence standard»: un intervalle symétrique fixe situé autour de la fréquence nominale, dans lequel la fréquence du réseau d'une zone synchrone est présumée être exploitée;

156) «écart de fréquence standard»: la valeur absolue de l'écart de fréquence qui limite la plage de fréquence standard;

157) «écart de fréquence en régime permanent»: la valeur absolue de la variation de fréquence qui se produit après un déséquilibre, une fois que la fréquence du réseau est stabilisée;

158) «superviseur de zone synchrone»: un GRT chargé de collecter les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence et de les appliquer à la zone synchrone;

159) «processus de réglage temporel»: un processus qui permet le réglage temporel, à savoir une action effectuée pour ramener l'écart de temps électrique entre le temps synchrone et le temps universel coordonné (UTC) à zéro.

Article 4

Objectifs et aspects réglementaires

1. Le présent règlement vise à:

a) déterminer des exigences et principes communs en matière de sécurité d'exploitation;

b) déterminer des principes communs pour la planification de l'exploitation sur le réseau interconnecté;

c) déterminer les processus communs de réglage fréquence-puissance et des structures de réglage communes;

d) assurer les conditions du maintien de la sécurité d'exploitation dans toute l'Union;

e) assurer les conditions du maintien du niveau de qualité de la fréquence dans toutes les zones synchrones de l'Union;

f) promouvoir la coordination de l'exploitation du réseau et de la planification de l'exploitation;

g) assurer et renforcer la transparence et la fiabilité des informations sur la gestion du réseau de transport;

h) contribuer à la gestion et au développement efficaces du réseau de transport de l'électricité et du secteur électrique dans l'Union;

2. Aux fins de l'application du présent règlement, les États membres, les autorités compétentes et les gestionnaires de réseau:

a) appliquent les principes de proportionnalité et de non-discrimination;

b) veillent à la transparence;

c) appliquent le principe d'optimisation entre l'efficacité globale maximale et les coûts totaux minimaux pour toutes les parties concernées;

d) veillent à ce que les GRT utilisent dans toute la mesure du possible des mécanismes fondés sur le marché, afin de garantir la sécurité et la stabilité du réseau;

e) respectent la responsabilité assignée au GRT compétent afin d'assurer la sécurité du réseau, y compris selon les dispositions de la législation nationale;

f) consultent les GRD compétents et tiennent compte des incidences potentielles sur leur réseau; et

g) prennent en considération les normes et spécifications techniques européennes convenues.

Article 5

Modalités et conditions ou méthodologies des GRT

1. Les GRT définissent les modalités et les conditions ou les méthodologies requises par le présent règlement et les soumettent pour approbation aux autorités de régulation compétentes conformément à l'article 6, paragraphes 2 et 3, ou pour approbation à l'entité désignée par l'État membre conformément à l'article 6, paragraphe 4, dans les délais respectifs fixés par le présent règlement.

2. Lorsqu'une proposition concernant les modalités et conditions ou les méthodologies en application du présent règlement doit être définie et convenue par plusieurs GRT, les GRT participant coopèrent étroitement. Les GRT, assistés de l'ENTSO pour l'électricité, informent régulièrement les autorités de régulation et l'Agence des progrès accomplis dans la définition de ces modalités et conditions ou de ces méthodologies.

3. Si aucun consensus n'est atteint parmi les GRT statuant sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies conformément à l'article 6, paragraphe 2, ils statuent à la majorité qualifiée. La majorité qualifiée pour les propositions visées à l'article 6, paragraphe 2, requiert une majorité:

a) des GRT représentant au moins 55 % des États membres; et

b) des GRT représentant des États membres comprenant au moins 65 % de la population de l'Union.

4. Une minorité de blocage pour les décisions en conformité avec l'article 6, paragraphe 2, inclut des GRT représentant au moins quatre États membres, faute de quoi la majorité qualifiée est réputée atteinte.

5. Lorsque les régions concernées sont composées de plus de cinq États membres et qu'aucun consensus n'est atteint parmi les GRT statuant sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies conformément à l'article 6, paragraphe 3, les GRT statuent à la majorité qualifiée. Une majorité qualifiée pour les propositions en conformité avec l'article 6, paragraphe 3, correspond à une majorité:

a) des GRT représentant au moins 72 % des États membres concernés; et

b) des GRT représentant des États membres comprenant au moins 65 % de la population de la région concernée.

6. Une minorité de blocage pour les décisions en conformité avec l'article 6, paragraphe 3, inclut au moins un nombre minimal de GRT représentant plus de 35 % de la population des États membres participants, plus les GRT représentant au moins un État membre supplémentaire concerné, faute de quoi la majorité qualifiée est réputée atteinte.

7. Les GRT statuant sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies en conformité avec l'article 6, paragraphe 3, en relation avec des régions composées de cinq États membres ou moins statuent sur la base du consensus.

8. Pour les décisions des GRT sur la base des paragraphes 3 et 4, une voix est attribuée par État membre. S'il existe plusieurs GRT sur le territoire d'un État membre, cet État membre répartit les droits de vote entre les GRT.

9. Si les GRT ne soumettent pas conformément à l'article 6, paragraphes 2 et 3, aux autorités de régulation ou aux entités désignées par les États membres conformément à l'article 6, paragraphe 4, de proposition concernant les modalités et les conditions ou les méthodologies dans les délais fixés par le présent règlement, ils communiquent aux autorités de régulation compétentes et à l'Agence les projets correspondants de modalités et conditions ou de méthodologies, en précisant les raisons qui ont empêché la conclusion d'un accord. L'Agence informe la Commission et, si celle-ci en fait la demande, analyse, en coopération avec les autorités de régulation compétentes, les raisons de cet échec, qu'elle communique à la Commission. La Commission prend les mesures appropriées pour rendre possible l'adoption des modalités et conditions ou méthodologies requises, dans un délai de quatre mois à compter de la réception des informations communiquées par l'Agence.

Article 6

Approbation des modalités et conditions ou méthodologies des GRT

1. Chaque autorité de régulation approuve les modalités et conditions ou les méthodologies élaborées par les GRT en application des paragraphes 2 et 3. L'entité désignée par l'État membre approuve les modalités et conditions ou les méthodologies élaborées par les GRT en application du paragraphe 4. L'entité désignée est l'autorité de régulation, sauf disposition contraire prise par l'État membre.

2. Les propositions concernant les modalités et conditions ou les méthodologies suivantes sont soumises à l'approbation de toutes les autorités de régulation de la région concernée, sur laquelle un État membre peut rendre un avis à l'autorité de régulation concernée:

a) exigences organisationnelles, rôles et responsabilités clés pour les échanges de données liées à la sécurité d'exploitation conformément à l'article 40, paragraphe 6;

b) méthodologie pour l'établissement des modèles de réseaux communs conformément à l'article 67, paragraphe 1, et à l'article 70;

c) méthodologie pour l'analyse coordonnée de sécurité d'exploitation conformément à l'article 75.

3. Les propositions concernant les modalités et conditions ou les méthodologies suivantes sont soumises à l'approbation de toutes les autorités de régulation de la région concernée, sur laquelle un État membre peut rendre un avis à l'autorité de régulation concernée:

a) méthodologie applicable à chaque zone synchrone pour la définition de l'inertie minimale conformément à l'article 39, paragraphe 3, point b);

b) dispositions communes applicables à chaque région de calcul de la capacité aux fins de la gestion régionale de la sécurité d'exploitation conformément à l'article 76;

c) méthodologie, au moins pour chaque zone synchrone, d'évaluation de la pertinence des actifs pour la coordination des indisponibilités conformément à l'article 84;

d) méthodologies, conditions et valeurs incluses dans les accords d'exploitation de zone synchrone et énumérés à l'article 118 en ce qui concerne: i) les paramètres de définition de la qualité de la fréquence et le paramètre cible de la qualité de la fréquence conformément à l'article 127; ii) les règles de dimensionnement applicables aux FCR, conformément à l'article 153; iii) les propriétés complémentaires des FCR, conformément à l'article 154, paragraphe 2; iv) pour les zones synchrones GB et IE/NI, les mesures visant à assurer la reconstitution des réservoirs d'énergie, conformément à l'article 156, paragraphe 6, point b); v) pour les zones synchrones CE et pays nordiques, la période d'activation minimale à assurer par les fournisseurs de FCR conformément à l'article 156, paragraphe 10; vi) pour les zones synchrones CE et pays nordiques, les hypothèses et la méthodologie pour une analyse des coûts et bénéfices conformément à l'article 156, paragraphe 11; vii) pour les zones synchrones autres que la zone CE et, s'il y a lieu, les limites applicables aux échanges de réserves FCR entre GRT, conformément à l'article 163, paragraphe 2; viii) pour les zones synchrones GB et IE/NI, la méthodologie pour la fourniture minimale de capacité de réserve FCR entre zones synchrones, conformément à l'article 174, paragraphe 2, point b); ix) les limites au volume d'échange de FRR entre zones synchrones, conformément à l'article 176, paragraphe 1, et les limites au volume de partage de FRR entre zones synchrones, conformément à l'article 177, paragraphe 1; x) les limites au volume d'échange de RR entre zones synchrones, conformément à l'article 178, paragraphe 1, et les limites au volume de partage de RR entre zones synchrones, conformément à l'article 179, paragraphe 1;

e) méthodologies et conditions incluses dans les accords d'exploitation de bloc RFP visés à l'article 119 en ce qui concerne: i) les restrictions de rampe pour la puissance active de sortie, conformément à l'article 137, paragraphes 3 et 4; ii) les actions de coordination destinées à réduire le FRCE, définies conformément à l'article 152, paragraphe 14; iii) les mesures de réduction du FRCE consistant à exiger la modification de la production ou de la consommation de puissance active des unités de production d'électricité et des unités de consommation, conformément à l'article 152, paragraphe 16; iv) les règles de dimensionnement des FRR, conformément à l'article 157, paragraphe 1;

f) mesures d'atténuation par zone synchrone ou bloc RFP conformément à l'article 138;

g) proposition commune par zone synchrone pour la détermination des blocs RFP conformément à l'article 141, paragraphe 2.

4. Sauf disposition contraire de l'État membre, les modalités et conditions ou les méthodologies suivantes sont soumises à l'approbation de chaque entité désignée conformément au paragraphe 1 par l'État membre:

a) pour les zones synchrones GB et IE/NI, la proposition de chaque GRT spécifiant le niveau de perte de consommation auquel le réseau de transport se trouve en état de panne généralisée;

b) le champ de l'échange de données avec les GRD et les USR conformément à l'article 40, paragraphe 5;

c) les exigences supplémentaires applicables aux groupes qui fournissent des FCR conformément à l'article 154, paragraphe 3;

d) l'exclusion des groupes qui fournissent des FCR de la fourniture de FCR en application de l'article 154, paragraphe 4;

e) pour les zones synchrones CE et pays nordiques, la proposition concernant la période intermédiaire d'activation minimale à assurer par les fournisseurs de FCR sur proposition du GRT conformément à l'article 156, paragraphe 9;

f) les exigences techniques applicables aux FRR définies par le GRT conformément à l'article 158, paragraphe 3;

g) l'exclusion des groupes qui fournissent des FRR de la fourniture de FRR en application de l'article 159, paragraphe 7;

h) les exigences techniques applicables au raccordement des unités fournissant des RR et des groupes fournissant des RR définis par le GRT conformément à l'article 161, paragraphe 3; et

i) l'exclusion des groupes fournissant des RR de la fourniture de RR en application de l'article 162, paragraphe 6.

5. Lorsqu'un gestionnaire de réseau individuel concerné ou un GRT a l'obligation ou l'autorisation, sur la base du présent règlement, de spécifier des exigences ou de convenir d'exigences qui ne sont pas soumises au paragraphe 4, les États membres peuvent imposer l'approbation préalable de ces exigences par l'autorité de régulation nationale.

6. Les propositions concernant les modalités et conditions ou les méthodologies comprennent un calendrier de mise en œuvre et une description de leur incidence attendue au regard des objectifs du présent règlement. Les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies soumises à l'approbation de plusieurs ou de toutes les autorités de régulation sont également soumises à l'Agence, parallèlement à leur soumission aux autorités de régulation. À la demande des autorités de régulation compétentes, l'Agence émet un avis dans les trois mois sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies.

7. Lorsque l'approbation des modalités et conditions ou des méthodologies nécessite une décision de plusieurs autorités de régulation, les autorités de régulation compétentes se consultent, coopèrent et se coordonnent étroitement afin de parvenir à un accord. Lorsque l'Agence émet un avis, les autorités de régulation compétentes tiennent compte de cet avis. Les autorités de régulation statuent sur les modalités et conditions ou les méthodologies soumises en application des paragraphes 2 et 3 dans un délai de six mois à compter de la réception des modalités et conditions ou des méthodologies par l'autorité de régulation ou, le cas échéant, par la dernière autorité de régulation concernée.

8. Lorsque les autorités de régulation ne sont pas parvenues à un accord dans le délai visé au paragraphe 7, ou à leur demande conjointe, l'Agence adopte une décision concernant les propositions soumises pour les modalités et conditions ou les méthodologies dans un délai de six mois, conformément à l'article 8, paragraphe 1 du règlement (CE) no 713/2009.

9. Lorsque l'approbation des modalités et conditions ou des méthodologies nécessite une décision d'une seule entité désignée conformément au paragraphe 4, cette entité désignée statue dans les six mois suivant la réception des modalités et conditions ou des méthodologies.

10. Toute partie peut faire valoir un grief contre un gestionnaire de réseau compétent ou un GRT en relation avec les obligations qui incombent à ces derniers ou leurs décisions en vertu du présent règlement et déposer sa plainte auprès de l'autorité de régulation qui, agissant en tant qu'autorité de règlement des litiges, statue dans les deux mois à compter de la réception de la plainte. Ce délai peut être prorogé de deux mois supplémentaires lorsque l'autorité de régulation demande des informations complémentaires. Ce délai supplémentaire peut être prorogé une nouvelle fois avec l'accord du plaignant. La décision de l'autorité de régulation est contraignante, sauf appel et jusqu'à l'annulation de ladite décision.

Article 7

Modifications des modalités et conditions ou des méthodologies des GRT

1. Lorsqu'une ou plusieurs autorités de régulation demandent une modification avant d'approuver les modalités et conditions ou les méthodologies soumises en application de l'article 6, paragraphes 2 et 3, les GRT concernés soumettent une proposition de version modifiée des modalités et conditions ou des méthodologies, pour approbation, dans un délai de deux mois à compter de la demande des autorités de régulation. Les autorités de régulation compétentes statuent sur la version modifiée des modalités et conditions ou des méthodologies dans un délai de deux mois à compter de sa soumission.

2. Lorsqu'une entité désignée demande une modification avant d'approuver les modalités et conditions ou les méthodologies soumises en application de l'article 6, paragraphe 4, le GRT concerné soumet une proposition de version modifiée des modalités et conditions ou des méthodologies, pour approbation, dans un délai de deux mois à compter de la demande de l'entité désignée. L'entité désignée statue sur la version modifiée des modalités et conditions ou des méthodologies dans un délai de deux mois à compter de sa soumission.

3. Lorsque les autorités de régulation compétentes ne sont pas parvenues à un accord sur les modalités et conditions ou les méthodologies en application de l'article 6, paragraphes 2 et 3, dans le délai de deux mois, ou à leur demande conjointe, l'Agence statue sur la version modifiée des modalités et conditions ou des méthodologies dans un délai de six mois, conformément à l'article 8, paragraphe 1, du règlement (CE) no 713/2009. Si les GRT concernés ne soumettent pas de proposition modifiée de modalités et conditions ou de méthodologies, la procédure prévue à l'article 5, paragraphe 7, s'applique.

4. Les GRT responsables de l'élaboration d'une proposition de modalités et conditions ou de méthodologies, ou les autorités de régulation ou les entités désignées responsables de leur adoption conformément à l'article 6, paragraphes 2, 3 et 4, peuvent demander des modifications de ces modalités et conditions ou méthodologies. Les propositions de modification des modalités et conditions ou des méthodologies font l'objet d'une consultation si celle-ci est requise conformément à la procédure énoncée à l'article 11, et elles sont approuvées conformément à la procédure énoncée aux articles 5 et 6.

Article 8

Publication sur l'internet

1. Les GRT chargés de spécifier les modalités et conditions ou les méthodologies conformément au présent règlement les publient sur l'internet après leur approbation par les autorités de régulation compétentes ou, lorsque cette approbation n'est pas requise, après leur spécification, sauf lorsque ces informations sont considérées comme confidentielles en application de l'article 12.

2. La publication concerne également:

a) les améliorations des outils de gestion du réseau conformément à l'article 55, paragraphe 1, point e);

b) les paramètres cibles pour le FRCE conformément à l'article 128;

c) les restrictions de rampe au niveau de la zone synchrone conformément à l'article 137, paragraphe 1;

d) les restrictions de rampe au niveau des blocs RFP conformément à l'article 137, paragraphe 3;

e) les mesures prises en état d'alerte du fait de l'insuffisance des réserves de puissance active conformément à l'article 152, paragraphe 11; et

f) la demande du GRT de raccordement des réserves à un fournisseur de FCR afin que celui-ci mette à disposition les informations en temps réel conformément à l'article 154, paragraphe 11.

Article 9

Recouvrement des coûts

1. Les coûts qui sont supportés par les gestionnaires de réseau assujettis aux règles de tarification du réseau, et qui découlent des obligations imposées par le présent règlement, sont évalués par les autorités de régulation compétentes. Les coûts jugés raisonnables, efficients et proportionnés sont recouvrés par les tarifs de réseau ou d'autres mécanismes appropriés.

2. Si les autorités de régulation compétentes en font la demande, les gestionnaires de réseau visés au paragraphe 1 communiquent, dans un délai de trois mois à compter de la demande, les informations nécessaires pour faciliter l'évaluation des coûts encourus.

Article 10

Participation des parties intéressées

L'Agence, en étroite coopération avec l'ENTSO pour l'électricité, organise la participation des parties intéressées en ce qui concerne la sécurité d'exploitation et d'autres aspects de la mise en œuvre du présent règlement. Cette participation comporte des réunions régulières avec les parties intéressées afin de recenser les problèmes et de proposer des améliorations en ce qui concerne la sécurité d'exploitation.

Article 11

Consultation publique

1. Les GRT chargés de soumettre des propositions de modalités et conditions ou de méthodologies ou leurs modifications conformément au présent règlement consultent les parties intéressées, y compris les autorités compétentes de chaque État membre, sur le projet de propositions de modalités et conditions ou de méthodologies énumérées à l'article 6, paragraphes 2 et 3. La durée de la consultation est d'un mois au minimum.

2. Les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies soumises par les GRT à l'échelon de l'Union sont publiées et font l'objet d'une consultation à l'échelon de l'Union. Les propositions soumises par les GRT à l'échelon régional font l'objet d'une consultation au moins à l'échelon régional. Les parties qui soumettent des propositions à l'échelon bilatéral ou multilatéral consultent au moins les États membres concernés.

3. Les GRT chargés de l'élaboration de la proposition de modalités et conditions ou de méthodologies tiennent dûment compte, avant de soumettre la proposition en vue de son approbation par l'autorité de régulation, des vues des parties intéressées exprimées lors des consultations. En tout état de cause, les raisons pour lesquelles les avis exprimés lors de la consultation ont été ou non pris en considération sont exposées de manière convaincante lors de la soumission, et publiées en temps utile, avant ou en même temps que la proposition de modalités et conditions ou de méthodologies.

Article 12

Obligations en matière de confidentialité

1. Toute information confidentielle reçue, échangée ou transmise en vertu du présent règlement est soumise aux exigences de secret professionnel prévues aux paragraphes 2, 3 et 4.

2. L'obligation de secret professionnel s'applique à toute personne soumise aux dispositions du présent règlement.

3. Les informations confidentielles reçues par les personnes ou les autorités de régulation visées au paragraphe 2 dans l'exercice de leurs fonctions ne peuvent être divulguées à aucune personne ou autorité, sans préjudice des cas couverts par des dispositions de droit national, d'autres dispositions du présent règlement ou d'autres actes applicables de la législation de l'Union.

4. Sans préjudice des cas couverts par les dispositions de droit national ou de la législation de l'Union, les autorités de régulation, les organismes ou les personnes qui reçoivent des informations confidentielles en application du présent règlement ne peuvent les utiliser qu'aux fins de l'exécution de leurs tâches en application du présent règlement.

Article 13

Accords avec les GRT non liés par le présent règlement

Lorsqu'une zone synchrone englobe des GRT de l'Union et de pays tiers, dans un délai de dix-huit mois après l'entrée en vigueur du présent règlement, tous les GRT de l'Union présents dans cette zone synchrone s'efforcent de conclure avec les GRT des pays tiers non liés par le présent règlement un accord fixant la base de leur coopération en ce qui concerne le fonctionnement sûr du réseau et définissant les modalités de la mise en conformité des GRT des pays tiers avec les obligations prévues par le règlement.

Article 14

Surveillance

1. L'ENTSO pour l'électricité assure la surveillance de la mise en œuvre du présent règlement conformément à l'article 8, paragraphe 8, du règlement (CE) no 714/2009. La surveillance porte au moins sur les points suivants:

a) les indicateurs de sécurité d'exploitation conformément à l'article 15;

b) le réglage fréquence-puissance conformément à l'article 16;

c) la coordination régionale conformément à l'article 17;

d) le repérage d'éventuelles divergences dans la mise en œuvre du présent règlement au niveau national en ce qui concerne les modalités et conditions ou les méthodologies énumérées à l'article 6, paragraphe 3;

e) le repérage d'éventuelles améliorations supplémentaires des outils et services conformément à l'article 55, points a) et b), par rapport aux améliorations décrites par les GRT conformément à l'article 55, point e);

f) l'indication dans le rapport annuel sur l'échelle de classification des incidents conformément à l'article 15, des éventuelles améliorations nécessaires à l'appui de la sécurité d'exploitation durable et de long terme; et

g) l'indication de toute difficulté concernant la coopération sur la gestion sûre du réseau avec les GRT de pays tiers.

2. Dans les douze mois à compter de l'entrée en vigueur du présent règlement, l'Agence, en coopération avec l'ENTSO pour l'électricité, établit une liste des informations pertinentes que doit lui communiquer ce dernier conformément à l'article 8, paragraphe 9, et à l'article 9, paragraphe 1, du règlement (CE) no 714/2009. La liste des informations pertinentes peut être actualisée. L'ENTSO pour l'électricité garde dans un format numérique normalisé une archive contenant toutes les informations requises par l'Agence.

3. Les GRT compétents soumettent à l'ENTSO pour l'électricité les informations requises pour l'accomplissement des missions visées aux paragraphes 1 et 2.

4. Sur la base d'une demande de l'autorité de régulation, les GRD fournissent aux GRT les informations visées au paragraphe 2, à moins que les autorités de régulation, l'Agence ou l'ENTSO pour l'électricité n'en disposent déjà dans le cadre de leurs missions respectives de surveillance de la mise en œuvre et ce, en vue d'éviter les redondances d'information.

Article 15

Rapport annuel sur les indicateurs de sécurité d'exploitation

1. Pour le 30 septembre de chaque année, l'ENTSO pour l'électricité établit un rapport annuel sur la base de l'échelle de classification des incidents adoptée conformément à l'article 8, paragraphe 3, point a), du règlement (CE) no 714/2009. L'Agence peut donner son avis sur le format et le contenu de ce rapport annuel, y compris la zone géographique des incidents consignés dans le rapport, les interdépendances électriques entre les zones de réglage des GRT et les éventuelles informations historiques pertinentes.

2. Les GRT de chaque État membre communiquent à l'ENTSO pour l'électricité, au plus tard pour le 1er mars, les données et informations nécessaires pour établir les rapports annuels sur la base de l'échelle de classification des incidents visée au paragraphe 1. Les données communiquées par les GRT concernent l'année précédente.

3. Les rapports annuels visés au paragraphe 1 contiennent au moins les indicateurs suivants pertinents pour la sécurité de fonctionnement:

a) nombre d'éléments du réseau de transport déconnectés par an par GRT;

b) nombre d'installations de production d'électricité déconnectées par an par GRT;

c) énergie non fournie par an en raison de la déconnexion non prévue d'installations de consommations, par GRT;

d) durée et nombre d'états d'alerte et d'urgence, par GRT;

e) durée et nombre d'événements au cours desquels une insuffisance de réserves a été constatée, par GRT;

f) durée et nombre des écarts de tension dépassant les plages figurant aux tableaux 1 et 2 de l'annexe II, par GRT;

g) nombre de minutes en dehors de la plage standard de fréquence et nombre de minutes en dehors des 50 % de l'écart de fréquence maximal en régime permanent par zone synchrone;

h) nombre de divisions du réseau ou d'états de panne généralisée locale; et

i) nombre de pannes généralisées impliquant deux GRT ou plus.

4. Le rapport annuel visé au paragraphe 1 contient les indicateurs suivants pertinents pour la sécurité d'exploitation:

a) nombre d'événements dans lesquels un incident figurant dans la liste des aléas entraîne une dégradation de l'état de fonctionnement du réseau;

b) nombre d'événements visés au point a) dans lesquels une dégradation des conditions d'exploitation du réseau survient du fait d'écarts inattendus entre les prévisions de consommation et de production d'électricité;

c) nombre d'événements dans lesquels une dégradation des conditions de fonctionnement du réseau est survenue du fait d'un aléa exceptionnel;

d) nombre d'événements visés au point c) dans lesquels une dégradation des conditions d'exploitation du réseau survient du fait d'écarts inattendus entre les prévisions de consommation et de production d'électricité; et

e) nombre d'événements entraînant une dégradation des conditions de fonctionnement du système du fait d'une insuffisance des réserves de puissance active.

5. Les rapports annuels contiennent des explications des raisons des incidents affectant la sécurité d'exploitation situés au niveau 2 et au niveau 3 sur l'échelle de classification adoptée par l'ENTSO pour l'électricité. Ces explications se fondent sur une analyse des incidents effectuée par les GRT selon une procédure énoncée dans l'échelle de classification des incidents. Les GRT informent leur autorité de régulation respective d'une analyse des incidents en temps utile avant son démarrage. Les autorités de régulation et l'Agence peuvent être associées à l'analyse, à leur demande.

Article 16

Rapport annuel sur le réglage fréquence-puissance

1. Pour le 30 septembre, l'ENTSO pour l'électricité établit un rapport annuel sur le réglage fréquence-puissance sur la base des informations fournies par les GRT conformément au paragraphe 2. Le rapport annuel sur le réglage fréquence-puissance inclut les informations énumérées au paragraphe 2 pour chaque État membre.

2. À partir du 14 septembre 2018, les GRT de chaque État membre communiquent chaque année à l'ENTSO pour l'électricité, au plus tard le 1er mars de chaque année, les informations suivantes pour l'année précédente:

a) l'identification des blocs RFP, des zones RFP et des zones de surveillance dans l'État membre concerné;

b) l'identification des blocs RFP qui ne sont pas situés sur le territoire de l'État membre mais qui contiennent des zones RFP et des zones de surveillance qui se situent sur le territoire de l'État membre;

c) l'identification des zones synchrones auxquelles chaque État membre appartient;

d) les données relatives aux critères d'évaluation de la qualité de la fréquence pour chaque zone synchrone et chaque bloc RFP visés aux points a), b) et c) pour chaque mois des deux dernières années civiles au moins;

e) l'obligation FCR et l'obligation initiale FCR de chaque GRT actif sur le territoire de l'État membre pour chaque mois des deux dernières années civiles au moins; et

f) une description et la date de mise en œuvre des éventuelles mesures d'atténuation et exigences en matière de rampe destinées à pallier les écarts de fréquences déterministes adoptées au cours de la dernière année civile conformément aux articles 137 et 138, auxquelles les GRT de l'État membre ont été associés.

3. Les données communiquées par les GRT concernent l'année précédente. Les informations concernant les zones synchrones, les blocs RFP, les zones RFP et les zones de réglage visées aux points a), b) et c) sont communiquées. Lorsque ces domaines changent, ces informations sont communiquées à nouveau pour le 1er mars de l'année suivante.

4. Le cas échéant, les GRT d'une zone synchrone ou d'un bloc RFP coopèrent aux fins de la collecte des données énumérées au paragraphe 2.

Article 17

Rapport annuel sur l'évaluation de la coordination régionale

1. Pour le 30 septembre, l'ENTSO pour l'électricité publie un rapport annuel sur l'évaluation de la coordination régionale sur la base des rapports annuels d'évaluation de la coordination régionale remis par les coordinateurs régionaux de la sécurité conformément au paragraphe 2, évalue les éventuels problèmes d'interopérabilité et propose des modifications visant à améliorer l'efficacité et l'efficience de la coordination de la gestion du réseau.

2. Pour le 1er mars, chaque coordinateur de sécurité régional établit un rapport annuel et le soumet à l'ENTSO pour l'électricité, en indiquant les informations suivantes pour les tâches qu'il exécute:

a) le nombre d'événements, la durée moyenne et les raisons de l'incapacité à exercer ses fonctions;

b) les statistiques concernant les contraintes, y compris leur durée, leur lieu et le nombre d'occurrences ainsi que les actions correctives associées activées et leur coût éventuel;

c) le nombre de cas où le GRT a refusé de mettre en œuvre les actions correctives recommandées par le coordinateur de sécurité régional et les raisons de ce refus;

d) le nombre d'incompatibilités dans la planification des indisponibilités décelées conformément à l'article 80; et

e) une description des cas où une mauvaise adéquation régionale a été constatée et une description des actions d'atténuation mises en place.

3. Les données communiquées à l'ENTSO pour l'électricité par les coordinateurs régionaux de la sécurité couvrent l'année précédente.

PARTIE II

SÉCURITÉ D'EXPLOITATION

TITRE 1

EXIGENCES EN MATIERE DE SECURITE D'EXPLOITATION

CHAPITRE 1

États du réseau, actions correctives et limites de sécurité d'exploitation

Article 18

Classification des états du réseau

1. Un réseau de transport est en état normal lorsque toutes les conditions suivantes sont remplies:

a) les tensions et les transits se situent dans les limites de sécurité d'exploitation définies conformément à l'article 25;

b) la fréquence satisfait aux critères suivants: i) l'écart de fréquence sur le réseau en régime permanent se situe dans la plage de fréquence standard; ou ii) la valeur absolue de l'écart de fréquence sur le réseau en régime permanent n'est pas supérieure à l'écart de fréquence maximal en régime permanent et les limites de fréquence du réseau établies pour l'état d'alerte ne sont pas atteintes;

c) les réserves de puissance active et réactive sont suffisantes pour supporter les aléas figurant sur la liste des aléas dressée conformément à l'article 33 sans enfreindre les limites de sécurité d'exploitation;

d) l'exploitation de la zone de contrôle du GRT concerné se trouve et demeurera dans les limites de sécurité d'exploitation après la survenue d'un aléa figurant sur la liste des aléas dressée conformément à l'article 33 et après l'activation des actions correctives.

2. Un réseau de transport est en état d'alerte lorsque:

a) les flux de tension et de puissance se situent dans les limites de sécurité d'exploitation définies conformément à l'article 25; et

b) la réserve de puissance du GRT est réduite de plus de 20 % durant plus de trente minutes sans moyen de compenser cette réduction en exploitation en temps réel; ou

c) la fréquence satisfait aux critères suivants: i) la valeur absolue de l'écart de fréquence sur le réseau en régime permanent n'est pas supérieure à l'écart de fréquence maximal en régime permanent; et ii) la valeur absolue de l'écart de fréquence sur le réseau en régime permanent a dépassé en continu 50 % de l'écart de fréquence maximal en régime permanent pendant une durée supérieure au délai de déclenchement de l'état de l'alerte, ou a dépassé la plage de fréquence standard pendant une durée supérieure au délai de restauration de la fréquence; ou

d) au moins un aléa figurant sur la liste des aléas établie conformément à l'article 33 entraîne le franchissement des limites de sécurité d'exploitation du GRT, même après l'activation des actions correctives.

3. Un réseau de transport est en état d'urgence lorsqu'au moins une des conditions suivantes est remplie:

a) au moins une limite de sécurité d'exploitation du GRT définie conformément à l'article 25 a été franchie;

b) la fréquence ne satisfait pas aux critères de l'état normal ni aux critères de l'état d'alerte définis conformément aux paragraphes 1 et 2;

c) au moins une des mesures du plan de défense du réseau du GRT est activée;

d) on constate un défaut de fonctionnement des outils, moyens et installations définis conformément à l'article 24, paragraphe 1, qui entraîne l'indisponibilité de ces outils, moyens et installations pendant plus de trente minutes.

4. Un réseau de transport est en état de panne généralisée lorsqu'au moins une des conditions suivantes est remplie:

a) perte d'au moins 50 % de la demande dans la zone de contrôle du GRT concerné;

b) absence totale de tension pendant au moins trois minutes dans la zone de contrôle du GRT concerné, entraînant le déclenchement des plans de reconstitution.

Un GRT des zones synchrones GB et IE/NI peut élaborer une proposition spécifiant le niveau de perte de consommation auquel le réseau de transport se trouve en état de panne généralisée. Les GRT des zones synchrones GB et IE/NI notifient la survenue de cet état à l'ENTSO pour l'électricité.

5. Un réseau de transport est en état de reconstitution lorsqu'un GRT se trouvant en état d'urgence ou de panne généralisée a commencé l'activation des mesures de son plan de reconstitution.

Article 19

Surveillance et détermination des états du réseau par les GRT

1. Chaque GRT détermine, en exploitation en temps réel, l'état de son réseau de transport.

2. Chaque GRT surveille les paramètres suivants du réseau de transport en temps réel dans sa zone de contrôle, sur la base des télémesures en temps réel ou de valeurs calculées à partir de sa zone d'observabilité, compte tenu des données structurelles et en temps réel conformément à l'article 42:

a) flux de puissance active et réactive;

b) tension des jeux de barres;

c) fréquence et écart de réglage dans la restauration de la fréquence de sa zone RFP;

d) réserves de puissance active et réactive; et

e) production et consommation.

3. Afin de spécifier l'état du réseau, chaque GRT effectue une analyse des aléas au moins une fois toutes les quinze minutes, en surveillant les paramètres du réseau de transport définis conformément au paragraphe 2 par rapport aux limites de sécurité d'exploitation définies conformément à l'article 25 et aux critères des états du réseau définis conformément à l'article 18. Chaque GRT surveille également le niveau des réserves disponibles par rapport à la capacité de réserve. Lorsqu'il effectue une analyse des aléas, chaque GRT tient compte de l'effet des actions correctives et des mesures du plan de défense du réseau.

4. Si son réseau de transport n'est pas en état normal et si cet état entre dans la catégorie «sur une zone étendue», le GRT:

a) informe tous les GRT de l'état de son réseau de transport par l'intermédiaire d'un outil informatique d'échange des données en temps réel à l'échelon paneuropéen; et

b) fournit des informations complémentaires sur les éléments de son réseau de transport qui font partie de la zone d'observabilité d'autres GRT, à ces GRT.

Article 20

Actions correctives dans l'exploitation du réseau

1. Chaque GRT s'efforce de garantir que son réseau demeure à l'état normal et est responsable de la gestion des atteintes à la sécurité d'exploitation. Afin de réaliser cet objectif, chaque GRT définit, prépare et active des actions correctives en tenant compte de leur disponibilité, du temps et des ressources nécessaires pour leur activation et de toutes les conditions externes au réseau de transport qui sont pertinentes pour chaque action corrective.

2. Les actions correctives utilisées par les GRT dans la gestion du réseau conformément au paragraphe 1 et aux articles 21 à 23 du présent règlement sont cohérentes avec les actions correctives effectuées compte tenu du calcul de la capacité conformément à l'article 25 du règlement (UE) 2015/1222.

Article 21

Principes et critères applicables aux actions correctives

1. Chaque GRT applique les principes suivants lors de l'activation et de la coordination des actions correctives conformément à l'article 23:

a) pour les atteintes à la sécurité d'exploitation qui ne nécessitent pas une gestion coordonnée, le GRT définit, prépare et active des actions correctives pour ramener le réseau à son état normal et empêcher la propagation de l'état d'alerte ou d'urgence en dehors de sa zone de contrôle sur la base des catégories définies à l'article 22;

b) pour les atteintes à la sécurité d'exploitation qui nécessitent une gestion coordonnée, le GRT définit, prépare et active des actions correctives en coordination avec les autres GRT concernés, selon la méthodologie pour la préparation d'actions correctives d'une manière coordonnée prévue à l'article 76, paragraphe 1, point b), et compte tenu de la recommandation d'un coordinateur de sécurité régional conformément à l'article 78, paragraphe 4.

2. Afin de sélectionner les actions correctives appropriées, chaque GRT applique les critères suivants:

a) activer les actions correctives les plus efficaces et économiquement efficientes;

b) activer les actions correctives aussi près que possible du temps réel en tenant compte du délai d'activation attendu et de l'urgence de la situation d'exploitation du réseau qu'elles visent à résoudre;

c) prendre en considération les risques d'échec des actions correctives envisageables et leur incidence sur la sécurité d'exploitation, notamment: i) les risques de défaillance ou de court-circuit en raison de modifications de la topologie; ii) les risques d'indisponibilité due aux modifications de la puissance active ou réactive sur des unités de production d'électricité ou des installations de consommation; et iii) les risques de dysfonctionnement dû au comportement des équipements;

d) donner la préférence aux actions correctives qui mettent à disposition les plus grandes capacités d'échange entre zones pour l'allocation de capacité, dans le respect de toutes les limites de sécurité d'exploitation.

Article 22

Catégories d'actions correctives

1. Chaque GRT utilise les catégories suivantes d'actions correctives:

a) modification de la durée des indisponibilités planifiées ou remise en service des éléments du réseau de transport pour assurer leur disponibilité opérationnelle;

b) action directe sur les flux de puissance par les moyens suivants: i) changement de prises des transformateurs de puissance; ii) changement de prises des transformateurs déphaseurs; iii) modification des topologies;

c) réglage de la tension et gestion de la puissance réactive par les moyens suivants: i) changement de prises des transformateurs de puissance; ii) utilisation des condensateurs et des bobines d'inductance; iii) utilisation des dispositifs fondés sur une électronique de puissance pour la gestion de la tension et de la puissance réactive; iv) envoi, aux GRD raccordés au réseau de transport et aux USR, de l'instruction de bloquer le réglage automatique de la tension et de la puissance réactive ou d'activer sur leurs installations les actions correctives énoncés aux points i) à iii) si la dégradation de la tension menace la sécurité d'exploitation ou risque d'entraîner un effondrement de la tension sur un réseau de transport; v) demande de modification de la production de puissance réactive ou de la valeur de consigne de la tension des unités de production d'électricité synchrones raccordées au réseau de transport; vi) demande de modification de la production de puissance réactive des convertisseurs des unités de production d'électricité non synchrones raccordées au réseau de transport;

d) ajustement de la capacité journalière et infrajournalière d'échange entre zones conformément au règlement (UE) 2015/1222;

e) redispatching, entre deux GRT ou plus, des utilisateurs du réseau raccordés au réseau de transport ou de distribution au sein de la zone de contrôle du GRT;

f) échanges de contrepartie entre deux zones de dépôt des offres ou plus;

g) ajustement des flux de puissance active transitant par les systèmes HVDC;

h) activation des procédures de gestion des écarts de fréquence;

i) réduction, en application de l'article 16, paragraphe 2, du règlement (CE) no 714/2009, de la capacité d'échange entre zones déjà allouée en cas de situation d'urgence lorsque l'utilisation de cette capacité menace la sécurité d'exploitation, que tous les GRT d'une interconnexion donnée consentent à cet ajustement et que le redispatching ou l'échange de contrepartie n'est pas possible; et

j) le cas échéant, délestage manuel également en état normal ou en état d'alerte.

2. Lorsque cela est nécessaire et justifié afin de maintenir la sécurité d'exploitation, chaque GRT peut préparer et activer des actions correctives supplémentaires. Le GRT signale et justifie ces situations à l'autorité de régulation compétente et, le cas échéant, à l'État membre, au moins une fois par an après l'activation des actions correctives supplémentaires. Ces rapports motivés sont également publiés. La Commission européenne ou l'Agence peut demander à l'autorité de régulation compétente de fournir des informations complémentaires concernant l'activation d'actions correctives supplémentaires dans les situations où elles affectent un réseau de transport voisin.

Article 23

Préparation, activation et coordination des actions correctives

1. Chaque GRT prépare et active des actions correctives conformément aux critères énoncés à l'article 21, paragraphe 2, afin de prévenir la dégradation de l'état du réseau, sur la base des éléments suivants:

a) la surveillance et la détermination des états du réseau conformément à l'article 19;

b) l'analyse des aléas en exploitation en temps réel conformément à l'article 34; et

c) l'analyse des aléas dans la planification de l'exploitation conformément à l'article 72.

2. Lors de la préparation et de l'activation d'une action corrective, y compris le redispatching ou l'échange de contrepartie en application des articles 25 et 35 du règlement (UE) 2015/1222 ou d'une procédure d'un plan de défense du réseau d'un GRT qui affecte d'autres GRT, le GRT compétent évalue, en coordination avec les GRT concernés, l'impact de cette action corrective ou de cette mesure à l'intérieur et à l'extérieur de sa zone de contrôle, conformément à l'article 75, paragraphe 1, à l'article 76, paragraphe 1, point b), et à l'article 78, paragraphes 1, 2 et 4, et communique aux GRT concernés les informations relatives à cet impact.

3. Lors de la préparation et de l'activation des actions correctives qui ont un impact sur les USR raccordés au réseau de transport et sur les GRD, chaque GRT évalue, si son réseau de transport est en état normal ou en état d'alerte, l'impact de ces actions correctives, en coordination avec les USR et les GRD affectés, et sélectionne les actions correctives qui contribuent à maintenir l'état normal et à sécuriser l'activité de toutes les parties concernées. Chaque USR et chaque GRD affectés communiquent au GRT toutes les informations nécessaires pour cette coordination.

4. Lors de la préparation et de l'activation des actions correctives, chaque GRT, si son réseau de transport ne se trouve ni en état normal ni en état d'alerte, coordonne dans la mesure du possible ces actions correctives avec les USR et les GRD raccordés au réseau de transport, afin de maintenir la sécurité d'exploitation et l'intégrité du réseau de transport.

Lorsqu'un GRT active une action corrective, chaque USR et chaque GRD concernés exécutent les instructions données par le GRT.

5. Lorsque les contraintes n'ont de conséquences que sur l'état local au sein de la zone de contrôle du GRT et que l'atteinte à la sécurité d'exploitation ne nécessite pas une gestion coordonnée, le GRT responsable de la gestion peut décider de ne pas activer à leur égard d'actions correctives impliquant des coûts.

Article 24

Disponibilité des moyens, outils et installations des GRT

1. Chaque GRT veille à la disponibilité, à la fiabilité et à la redondance des éléments suivants:

a) installations de surveillance de l'état du réseau de transport, y compris les applications d'estimation d'état et les dispositifs de réglage fréquence-puissance;

b) le contrôle-commande des disjoncteurs, des disjoncteurs de couplage, des changeurs de prise en charge de transformateurs et des autres équipements servant au réglage des éléments du réseau de transport;

c) les moyens de communication avec les centres de conduite d'autres GRT et CSR;

d) les outils pour l'analyse de sécurité d'exploitation; et

e) les outils et moyens de communication nécessaires pour les GRT afin de faciliter les opérations transfrontalières sur le marché de l'électricité.

2. Lorsque les outils, moyens et installations de GRT visés au paragraphe 1 affectent les GRD ou les USR raccordés au réseau de transport participant à la fourniture de services d'équilibrage ou de services auxiliaires, à la défense du réseau, à la reconstitution ou à la livraison de données d'exploitation en temps réel conformément aux articles 44, 47, 50, 51 et 52, le GRT compétent et ces GRD et USR coopèrent et se coordonnent afin de spécifier et de garantir la disponibilité, la fiabilité et la redondance de ces outils, moyens et installations.

3. Dans les dix-huit mois à compter de l'entrée en vigueur du présent règlement, chaque GRT adopte un plan de continuité de l'activité indiquant en détail ses réactions en cas de perte d'outils, moyens et installations critiques, et prévoyant des dispositions relatives à leur maintenance, remplacement et développement. Chaque GRT réexamine son plan de continuité de l'activité et le met à jour si nécessaire au moins une fois par an et dans tous les cas à la suite de toute modification significative des outils, moyens et installations critiques ou des conditions pertinentes d'exploitation du réseau. Le GRT communique les parties du plan de continuité de l'activité qui affectent des GRD aux USR et aux GRD concernés.

Article 25

Limites de sécurité d'exploitation

1. Chaque GRT fixe les limites de sécurité d'exploitation pour chaque élément de son réseau de transport, en tenant compte au moins des caractéristiques suivantes:

a) les limites de tension conformément à l'article 27;

b) les limites de courant de court-circuit conformément à l'article 30; et

c) les limites de courant en termes de transit, y compris les surcharges transitoires admissibles.

2. Lors de la fixation des limites de sécurité d'exploitation, chaque GRT tient compte des capacités des USR à empêcher que les plages de tension et les limites de fréquence en état normal et en état d'alerte n'entraînent leur déconnexion.

3. En cas de changement d'un des éléments de son réseau de transport, chaque GRT valide et si nécessaire met à jour les limites de sécurité d'exploitation.

4. Pour chaque interconnexion, chaque GRT convient avec le GRT voisin de limites communes de sécurité d'exploitation, conformément au paragraphe 1.

Article 26

Plan de sécurité pour la protection des infrastructures critiques

1. Chaque GRT définit, compte tenu de l'article 5 de la directive 2008/114/CE du Conseil (10), un plan de sécurité confidentiel contenant une évaluation des risques pour les actifs qu'il détient ou exploite, comprenant les principaux scénarios de menaces physiques ou de cyberattaques déterminées par l'État membre.

2. Le plan de sécurité prend en considération les impacts potentiels pour les réseaux de transport européens interconnectés et comprend des mesures organisationnelles et physiques visant à atténuer les risques identifiés.

3. Chaque GRT réexamine régulièrement le plan de sécurité pour tenir compte des changements dans les scénarios de menace et de l'évolution du réseau de transport.

CHAPITRE 2

Réglage de la tension et gestion de la puissance réactive

Article 27

Obligations de tous les GRT concernant les limites de tension

1. Conformément à l'article 18, chaque GRT s'efforce de garantir qu'en état normal, la tension demeure en régime permanent aux points de raccordement du réseau de transport dans les plages spécifiées dans les tableaux 1 et 2 de l