FR Journal officiel de l'Union européenne L 112/1

RÈGLEMENT (UE) 2016/631 DE LA COMMISSION

du 14 avril 2016

établissant un code de réseau sur les exigences applicables au raccordement au réseau des installations de production d'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 6, paragraphe 11,

considérant ce qui suit:

(1) L'achèvement rapide d'un marché intérieur de l'énergie pleinement fonctionnel et interconnecté est crucial pour réaliser les objectifs de maintien de la sécurité d'approvisionnement énergétique, de renforcement de la compétitivité et de garantie de prix abordables pour le consommateur.

(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. En outre, l'article 5 de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil (2) fait obligation aux États membres ou, lorsque les États membres l'ont décidé, aux autorités de régulation de veiller à ce que des règles techniques objectives et non discriminatoires soient élaborées afin d'établir des exigences techniques minimales en matière de conception et de fonctionnement du raccordement au réseau. Lorsque les exigences établissent les conditions de raccordement aux réseaux nationaux, l'article 37, paragraphe 6, de cette même directive confère la responsabilité aux autorités de régulation de fixer ou d'approuver au moins les méthodes utilisées pour calculer ou établir ces conditions. Afin d'assurer la sûreté du système au sein du réseau de transport interconnecté, il est essentiel de définir une conception commune des exigences applicables aux unités de production d'électricité. Les exigences qui contribuent à assurer, à maintenir et à restaurer la sûreté du réseau afin de faciliter le bon fonctionnement du marché intérieur de l'électricité au sein des zones synchrones et entre ces zones, et de parvenir à l'efficacité en termes de coûts, devraient être considérées comme des questions transfrontalières liées aux réseaux et comme des questions liées à l'intégration du marché.

(3) Il convient d'établir des règles harmonisées concernant le raccordement au réseau des unités de production d'électricité, afin de disposer d'un cadre juridique clair pour les raccordements au réseau, de faciliter les échanges d'électricité dans toute l'Union, de garantir la sûreté du réseau, de faciliter l'intégration des sources d'électricité renouvelables, de renforcer la concurrence et de permettre une utilisation plus efficiente du réseau et des ressources, pour le bénéfice des consommateurs.

(4) La sûreté du réseau dépend en partie des capacités techniques des unités de production d'électricité. Par conséquent, une coordination régulière à l'échelon des réseaux de transport et de distribution et des performances adéquates des équipements raccordés à ces réseaux, avec une robustesse suffisante pour faire face aux perturbations et contribuer à prévenir toute rupture majeure d'approvisionnement ou pour faciliter la reconstitution du réseau après un effondrement, constituent des préalables fondamentaux.

(5) Le réseau ne peut fonctionner de manière sûre que si les propriétaires d'installations de production d'électricité et les gestionnaires de réseau coopèrent étroitement. En particulier, le fonctionnement du réseau en conditions dégradées dépend de la réponse des unités de production d'électricité aux écarts par rapport aux valeurs de référence 1 per unit (pu) de la tension et de la fréquence nominale. Dans le contexte de la sûreté du réseau, les réseaux et les unités de production d'électricité devraient être considérés comme formant une seule entité du point de vue de l'ingénierie du système électrique, étant donné que ces parties sont interdépendantes. De ce fait, il convient de fixer des exigences techniques appropriées pour les unités de production d'électricité, dont le respect conditionne le raccordement au réseau électrique.

(6) Les autorités de régulation devraient prendre en considération les coûts raisonnables effectivement encourus par les gestionnaires de réseau dans le cadre de la mise en œuvre du présent règlement pour fixer ou approuver les tarifs de transport ou de distribution ou leurs méthodes ou pour approuver les termes et conditions du raccordement et de l'accès aux réseaux nationaux, conformément à l'article 37, paragraphes 1 et 6, de la directive 2009/72/CE et à l'article 14 du règlement (CE) no 714/2009.

(7) Il existe dans l'Union différents réseaux électriques synchrones possédant des caractéristiques différentes qui doivent être prises en compte lors de la définition des exigences applicables aux producteurs. Il est donc approprié de prendre en considération les particularités régionales lors de l'établissement des règles de raccordement au réseau requises à l'article 8, paragraphe 6, du règlement (CE) no 714/2009.

(8) Vu la nécessité d'assurer la sécurité juridique, les exigences du présent règlement devraient s'appliquer aux nouvelles installations de production mais pas aux unités de production existantes ni aux unités de production se trouvant à un stade avancé de planification mais pas encore achevées, sauf décision contraire de l'autorité de régulation compétente ou de l'État membre sur la base de l'évolution des exigences applicables au réseau et d'une analyse des coûts et bénéfices exhaustive, ou bien lorsqu'une modernisation substantielle de ces installations de production a été opérée.

(9) Le caractère significatif des unités de production d'électricité devrait se fonder sur leur taille et leur incidence sur l'ensemble du réseau. Les machines synchrones devraient être classées sur la base de la taille de la machine et inclure tous les éléments d'une installation de production qui fonctionnent normalement ensemble, tels que des alternateurs séparés entraînés par des turbines à gaz et à vapeur séparées relevant d'une seule et même unité à cycle combiné à turbine à gaz. Dans le cas d'une installation comportant plusieurs unités à cycle combiné à turbine à gaz, il convient d'évaluer chacune sur la base de sa taille, et non de la capacité totale de l'installation. Les unités de production d'électricité raccordées de façon non synchrone, lorsqu'elles sont regroupées en une unité économique et qu'elles disposent d'un seul point de raccordement, devraient être évaluées sur la base de leur capacité agrégée.

(10) Vu les différents niveaux de tension auxquels les producteurs sont raccordés et leur capacité de production maximale, le présent règlement devrait opérer une distinction entre les différents types de producteurs en établissant différents niveaux d'exigences. Le présent règlement ne fixe pas de règles pour déterminer le niveau de tension du point de raccordement auquel l'unité de production d'électricité devrait être raccordée.

(11) Les exigences applicables aux unités de production d'électricité de type A devraient se situer au niveau de base nécessaire pour garantir les capacités de production avec une fourniture de réponses automatiques limitée et un contrôle minimal par le gestionnaire de réseau. Elles devraient permettre de prévenir toute perte de production à grande échelle dans les plages d'exploitation du réseau, de façon à atténuer au maximum les événements critiques, et prévoir les exigences nécessaires à une intervention de grande ampleur en cas d'événement critique pour le réseau.

(12) Les exigences applicables aux unités de production d'électricité de type B devraient assurer une plage plus large de réponse dynamique automatique avec une plus grande résilience envers les événements d'exploitation, afin de garantir l'utilisation de cette réponse dynamique et, pour le gestionnaire de réseau, un niveau de contrôle accru et une meilleure information pour l'utilisation des capacités correspondantes. Ces exigences garantissent une réponse automatisée afin d'atténuer l'impact des événements sur le réseau et de maximiser la réponse dynamique au niveau de la production.

(13) Les exigences applicables aux unités de production d'électricité de type C devraient permettre une réponse dynamique en temps réel précise, stable et contrôlable précisément, visant à assurer les principaux services auxiliaires aux fins de la sécurité d'approvisionnement. Ces exigences devraient couvrir tous les états du réseau et spécifier avec un niveau de détail élevé les interactions entre exigences, fonctions, contrôle et information aux fins de l'utilisation de ces capacités et assurer la fourniture de la réponse en temps réel sur le réseau nécessaire pour prévenir, gérer et traiter les événements sur le réseau. Ces exigences devraient également prévoir que les unités de production aient une capacité suffisante de réponse dans les situations de fonctionnement normal et de fonctionnement perturbé du réseau, et devraient prévoir la fourniture des informations et du contrôle nécessaires pour recourir à la production dans différentes situations.

(14) Les exigences applicables aux unités de production d'électricité de type D devraient être spécifiquement ciblées sur la production raccordée aux tensions plus hautes et ayant une incidence sur la régulation et l'exploitation de l'ensemble du réseau. Elles devraient garantir une exploitation stable du réseau interconnecté, en permettant l'utilisation à l'échelle de l'Europe des services auxiliaires de la production.

(15) Les exigences devraient être fondées sur les principes de non-discrimination et de transparence ainsi que sur le principe de l'optimisation entre l'efficacité globale la plus élevée et le coût total le plus bas pour toutes les parties concernées. Les exigences devraient donc tenir compte des différences dans le traitement des technologies de production ayant des caractéristiques intrinsèques différentes, et éviter des investissements inutiles dans certaines zones géographiques afin de tenir compte de leurs particularités régionales respectives. Les gestionnaires de réseau de transport (GRT) et les gestionnaires de réseau de distribution (GRD), y compris les gestionnaires de réseau fermé de distribution (GRFD), peuvent prendre en compte ces différences lorsqu'ils établissent les exigences conformément aux dispositions du présent règlement, tout en prenant acte du fait que les seuils qui déterminent si un réseau est un réseau de transport ou un réseau de distribution sont fixés au niveau national.

(16) En raison de son incidence transfrontalière, le présent règlement devrait établir des exigences identiques liées à la fréquence pour tous les niveaux de tension, au moins à l'intérieur d'une même zone synchrone. Cette approche est nécessaire, car, à l'intérieur d'une zone synchrone, une variation de fréquence dans un État membre aurait des répercussions immédiates sur la fréquence dans tous les autres États membres, avec le risque d'endommager des équipements.

(17) Afin d'assurer la sûreté du réseau, il devrait être possible, pour les unités de production d'électricité de chaque zone synchrone du réseau interconnecté, de rester connectées au réseau dans des plages spécifiées de fréquence et de tension.

(18) Le présent règlement devrait prévoir des plages de paramètres pour les choix nationaux en matière de tenue aux creux de tension afin d'assurer une approche proportionnée tenant compte des besoins variables des réseaux, liés notamment à la part des sources d'énergie renouvelables (SER), et des systèmes de protection du réseau existants, tant pour le transport que pour la distribution. Vu la configuration de certains réseaux, la limite supérieure pour les exigences de tenue aux creux de tension devrait être de 250 millisecondes. La durée d'élimination d'un défaut la plus courante en Europe étant cependant à l'heure actuelle de 150 millisecondes, l'entité, telle que désignée par l'État membre aux fins de l'approbation des exigences du présent règlement, aura donc une marge de manœuvre pour vérifier si une exigence de durée plus longue est nécessaire avant de l'approuver.

(19) Lors de la définition des conditions avant défaut et après défaut pour la tenue aux creux de tension, compte tenu des caractéristiques du réseau, notamment de la topologie et de la proportion des moyens de production selon leur énergie primaire, les GRT compétents devraient décider s'il convient de donner la priorité aux conditions d'exploitation avant défaut des unités de production d'électricité ou à des durées d'élimination des défauts plus longues.

(20) Il est important pour le fonctionnement du réseau interconnecté d'assurer une reconnexion appropriée après une déconnexion incidentelle due à une perturbation sur le réseau. Une bonne protection du réseau est essentielle pour le maintien de sa stabilité et de sa sûreté, en particulier dans le cas où il subit une perturbation. Les systèmes de protection peuvent empêcher l'aggravation des perturbations et limiter leurs conséquences.

(21) Des échanges d'informations adéquats entre les gestionnaires de réseau et les propriétaires d'installations de production d'électricité constituent un préalable pour permettre aux gestionnaires de réseau d'assurer la stabilité et la sûreté du réseau. Il importe que ces derniers disposent en permanence d'une vue d'ensemble de l'état du réseau, notamment d'informations sur les conditions d'exploitation des unités de production d'électricité, et qu'ils aient la possibilité de communiquer avec celles-ci afin de leur envoyer des instructions opérationnelles.

(22) Dans les situations d'urgence susceptibles de compromettre la stabilité et la sûreté du réseau, les gestionnaires de réseau devraient avoir la possibilité, afin d'être en mesure d'honorer leurs responsabilités en matière de sûreté de réseau, de donner l'instruction d'ajuster la production des unités de production d'électricité.

(23) Les plages de tension devraient être coordonnées entre les réseaux interconnectés, car elles sont cruciales pour planifier et exploiter de manière sûre le réseau électrique d'une zone synchrone. En effet, les déconnexions dues à des perturbations de la tension ont un impact sur les réseaux voisins. Ne pas spécifier de plages de tension pourrait créer d'importantes incertitudes pour la planification et l'exploitation eu égard aux conditions d'exploitation s'écartant de la normale.

(24) Les besoins de capacité en puissance réactive dépendent de plusieurs facteurs, notamment le degré de maillage du réseau et le rapport entre la puissance injectée et la consommation, qu'il convient de prendre en compte lors de la définition des exigences en matière de puissance réactive. Lorsque les caractéristiques régionales du réseau varient au sein de la zone de responsabilité d'un gestionnaire de réseau, il pourrait être approprié de définir plusieurs diagrammes. La production de puissance réactive en situation de tensions élevées (fourniture) et la consommation de puissance réactive en situation de tensions basses (absorption) pourraient ne pas être nécessaires. Des exigences en matière de puissance réactive pourraient en effet imposer des contraintes sur la conception et l'exploitation des installations de production d'électricité. Il importe donc que les capacités réellement requises pour le bon fonctionnement du réseau soient évaluées de manière approfondie.

(25) Les unités de production d'électricité synchrones ont une capacité intrinsèque à résister aux variations de fréquence ou à les ralentir, ce qui n'est pas le cas de nombreuses technologies liées aux SER. Il convient donc d'adopter des mesures palliatives, afin d'éviter une augmentation des vitesses de variation de la fréquence en période de forte production à partir des SER. La fourniture d'inertie synthétique pourrait faciliter la poursuite du développement des SER, lesquelles ne contribuent pas naturellement à l'inertie.

(26) Il convient d'instaurer des essais de conformité appropriés et proportionnés afin que les gestionnaires de réseau puissent garantir la sûreté de fonctionnement.

(27) Afin de garantir la pleine intégration du marché, les autorités de régulation, les États membres et les gestionnaires de réseau devraient veiller à ce que les exigences en matière de raccordement au réseau soient harmonisées dans la mesure du possible au cours de leur processus d'élaboration et d'approbation. Les normes techniques bien établies devraient être particulièrement prises en considération aux fins de l'élaboration des exigences applicables au raccordement.

(28) Le présent règlement devrait également prévoir une procédure de dérogation aux règles afin de tenir compte des particularités locales, lorsque par exemple, de manière exceptionnelle, le respect de ces règles pourrait menacer la stabilité du réseau local ou lorsque l'exploitation sûre d'une unité de production d'électricité serait de nature à imposer des conditions d'exploitation non conformes au présent règlement. Dans le cas d'installations particulières de production combinée de chaleur et d'électricité, qui comportent des avantages supplémentaires en termes d'efficacité, l'application des règles énoncées dans le présent règlement pourrait aboutir à des coûts disproportionnés et entraîner la perte de ces gains d'efficacité.

(29) Sous réserve de l'approbation par l'autorité de régulation compétente, ou d'une autre autorité si des dispositions en ce sens s'appliquent dans un État membre, les gestionnaires de réseau devraient être autorisés à proposer des dérogations pour certaines classes d'unités de production d'électricité.

(30) Le présent règlement est adopté sur la base du règlement (CE) no 714/2009, qu'il complète et dont il fait partie intégrante. Les références faites au règlement (CE) no 714/2009 dans d'autres actes juridiques devraient également s'entendre comme des références au présent règlement.

(31) Les mesures prévues par le 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:

TITRE I

DISPOSITIONS GÉNÉRALES

Article premier

Objet

Le présent règlement établit un code de réseau qui fixe les exigences applicables au raccordement au réseau interconnecté des installations de production d'électricité, à savoir les unités de production d'électricité synchrones, les parcs non synchrones de générateurs et les parcs non synchrones de générateurs en mer. Il contribue par conséquent à garantir des conditions équitables de concurrence dans le marché intérieur de l'électricité, la sûreté du réseau et l'intégration des sources d'électricité renouvelables, et à faciliter les échanges d'électricité à l'échelle de l'Union.

Le présent règlement fixe également les obligations visant à garantir que les gestionnaires de réseau utilisent de façon appropriée, transparente et non discriminatoire les capacités des installations de production d'électricité, afin d'assurer des conditions de concurrence équitables dans toute l'Union.

Article 2

Définitions

Aux fins du présent règlement, les définitions de l'article 2 de la directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil (3), de l'article 2 du règlement (CE) no 714/2009, de l'article 2 du règlement (UE) 2015/1222 de la Commission (4), de l'article 2 du règlement (UE) no 543/2013 de la Commission (5) et de l'article 2 de la directive 2009/72/CE s'appliquent.

En outre, on entend par:

1) «entité», une autorité de régulation, une autre autorité nationale, un gestionnaire de réseau ou un autre organisme public ou privé désignés en vertu du droit national;

2) «zone synchrone», une zone couverte par des GRT interconnectés de manière synchrone, telle que les zones synchrones de l'Europe continentale, de la Grande-Bretagne, de l'Irlande et de l'Irlande du Nord et des pays nordiques, ainsi que les réseaux électriques de l'Estonie, de la Lettonie et de la Lituanie, dénommées ensemble «Baltique», qui font partie d'une zone synchrone plus vaste;

3) «tension», la différence de potentiel électrique entre deux points mesurée à partir de la valeur efficace de la tension directe entre phases à la fréquence fondamentale;

4) «puissance apparente», le produit de la tension et du courant à la fréquence fondamentale, et de la racine carrée de trois dans le cas des systèmes triphasés, habituellement exprimée en kilovolt-ampères (kVA) ou en mégavolt-ampères (MVA);

5) «unité de production d'électricité», une unité de production d'électricité synchrone ou un parc non synchrone de générateurs;

6) «installation de production d'électricité», une installation qui convertit de l'énergie primaire en énergie électrique et qui se compose d'une ou de plusieurs unités de production d'électricité raccordées à un réseau en un ou plusieurs points de raccordement;

7) «propriétaire d'une installation de production d'électricité», une personne physique ou morale possédant une installation de production d'électricité;

8) «composant principal de production», un ou plusieurs des principaux éléments d'équipement requis pour convertir la source d'énergie primaire en électricité;

9) «unité de production d'électricité synchrone», un ensemble indivisible d'équipements qui peut produire de l'énergie électrique de telle sorte que la fréquence de la tension générée, la vitesse de rotation de l'alternateur et la fréquence de la tension du réseau sont égales dans un rapport constant, et donc au synchronisme;

10) «dossier technique pour unité de production d'électricité (PGMD)», un document communiqué par le propriétaire d'une l'installation de production d'électricité au gestionnaire de réseau compétent pour une unité de production d'électricité de type B ou C, qui confirme que la conformité de l'unité de production d'électricité avec les critères techniques énoncés dans le présent règlement a été démontrée et qui comprend les données et déclarations requises, dont une déclaration de conformité;

11) «gestionnaire de réseau de transport compétent» ou «GRT compétent», le GRT dans la zone de réglage duquel une unité de production d'électricité, une installation de consommation, un réseau de distribution ou un système à courant continu haute tension (HVDC) est ou sera raccordé au réseau, à n'importe quel niveau de tension;

12) «réseau», une infrastructure et des équipements reliés entre eux pour transporter ou distribuer l'électricité;

13) «gestionnaire de réseau compétent», le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de distribution au réseau duquel une unité de production d'électricité, une installation de consommation, un réseau de distribution ou un système HVDC est ou sera raccordé;

14) «convention de raccordement», un contrat entre, d'une part, le gestionnaire de réseau compétent et, d'autre part, le propriétaire d'une installation de production d'électricité, ou le propriétaire d'une installation de consommation, ou le gestionnaire d'un réseau de distribution, ou le propriétaire d'un système HVDC, qui stipule, pour l'installation de production d'électricité, l'installation de consommation, le réseau de distribution, le raccordement du réseau de distribution ou le système HVDC, les exigences applicables au site concerné et les exigences techniques spécifiques applicables;

15) «point de raccordement», l'interface par laquelle l'unité de production d'électricité, l'installation de consommation, le réseau de distribution ou le système HVDC sont raccordés à un réseau de transport, à un réseau en mer, à un réseau de distribution, y compris les réseaux fermés de distribution, ou à un système HVDC, comme indiqué dans la convention de raccordement;

16) «puissance maximale» ou «Pmax», la puissance active maximale que peut délivrer sans limitation de durée une unité de production d'électricité, diminuée de toute consommation liée uniquement à la facilitation du fonctionnement de cette unité de production d'électricité et qui n'est pas injectée sur le réseau, telle que stipulée dans la convention de raccordement ou que convenue entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire d'une installation de production d'électricité;

17) «parc non synchrone de générateurs» ou «power park module», un générateur ou un ensemble de générateurs d'électricité qui sont connectés soit de façon non synchrone au réseau, soit par une interface électronique de puissance, et qui sont en outre reliés par un seul point de raccordement à un réseau de transport, à un réseau de distribution, y compris un réseau fermé de distribution, ou à un système HVDC;

18) «parc non synchrone de générateurs en mer» ou «offshore power park module», un parc non synchrone de générateurs situé en mer, avec un point de raccordement en mer;

19) «fonctionnement en compensateur synchrone», le fonctionnement d'un alternateur tournant sans entraînement mécanique afin de réguler la tension de manière dynamique, par production ou absorption de puissance réactive;

20) «puissance active», la composante réelle de la puissance apparente à la fréquence fondamentale, exprimée en watts ou en multiples de watts, tels que les kilowatts (kW) ou les mégawatts (MW);

21) «unité de pompage-turbinage», une unité hydroélectrique dans laquelle l'eau peut être relevée au moyen de pompes et stockée pour produire, ensuite, de l'énergie électrique;

22) «fréquence», la fréquence électrique du réseau, exprimée en hertz (Hz), qui peut être mesurée en tout point de la zone synchrone; on peut considérer 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. Sa valeur nominale est de 50 Hz;

23) «statisme», le rapport, en régime permanent, exprimé en pourcentage, entre une variation de fréquence et la variation de la production de puissance active résultante. La variation de fréquence est exprimée en pourcentage à la fréquence nominale, et la variation de puissance active sous la forme d'un rapport à la puissance maximale ou à la puissance active réelle lorsque le seuil applicable est atteint;

24) «niveau de régulation minimal», la puissance active minimale, telle que stipulée dans la convention de raccordement, ou telle que convenue entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire d'une installation de production d'électricité, jusqu'à laquelle l'unité de production d'électricité peut fournir du réglage;

25) «consigne», la valeur de référence à atteindre pour tout paramètre habituellement utilisé dans les systèmes de contrôle-commande;

26) «instruction», toute commande donnée, dans les limites de sa compétence, par un gestionnaire de réseau à un propriétaire d'une installation de production d'électricité, un propriétaire d'une installation de consommation, un gestionnaire de réseau de distribution ou un propriétaire de système HVDC, afin d'effectuer une action;

27) «défaut éliminé par les protections», un défaut qui est éliminé avec succès conformément aux plans de protection du gestionnaire de réseau;

28) «puissance réactive», la composante imaginaire de la puissance apparente à la fréquence fondamentale, habituellement exprimée en kilovar (kVAr) ou en mégavar (MVAr);

29) «tenue aux creux de tension», la capacité des équipements électriques à rester connectés au réseau et à fonctionner lors d'épisodes de tension basse au point de raccordement imputables à des défauts éliminés par les protections;

30) «alternateur», un équipement qui convertit l'énergie mécanique en énergie électrique au moyen d'un champ magnétique tournant;

31) «courant», le débit d'une charge électrique, mesuré par la valeur efficace de la composante directe du courant de phase à la fréquence fondamentale;

32) «stator», la partie d'une machine tournante qui comporte les parties magnétiques stationnaires avec leurs enroulements associés;

33) «inertie», la propriété que présente un corps rigide en rotation, tel que le rotor d'un alternateur, de maintenir un mouvement rotatif et un moment cinétique uniformes tant qu'un couple extérieur n'est pas appliqué;

34) «inertie synthétique», la possibilité donnée par un parc non synchrone de générateurs ou un système HVDC de remplacer l'effet d'inertie d'une unité de production d'électricité synchrone à un niveau de performance imposé;

35) «réglage de la fréquence», la capacité d'une unité de production d'électricité ou d'un système HVDC à ajuster sa production de puissance active en réponse à une variation de la fréquence mesurée sur le réseau par rapport à une valeur de consigne, afin de maintenir la stabilité de la fréquence du réseau;

36) «mode de sensibilité à la fréquence» ou «FSM», le mode de fonctionnement d'une unité de production d'électricité ou d'un système HVDC dans lequel la production de puissance active est modulée en fonction d'une variation de la fréquence du réseau, de façon à contribuer au retour à la valeur de consigne de fréquence;

37) «mode de réglage restreint à la surfréquence» ou «LFSM-O», le mode de fonctionnement d'une unité de production d'électricité ou d'un système HVDC dans lequel la production de puissance active est réduite en réponse à une variation de la fréquence du réseau dès que cette dernière est supérieure à une certaine valeur;

38) «mode de réglage restreint à la sous-fréquence» ou «LFSM-U», le mode de fonctionnement d'une unité de production d'électricité ou d'un système HVDC dans lequel la production de puissance active est augmentée en réponse à une variation de la fréquence du réseau dès que cette dernière est inférieure à une certaine valeur;

39) «bande morte de la réponse à une variation de fréquence», un intervalle utilisé volontairement pour neutraliser le réglage de la fréquence;

40) «insensibilité de la réponse à une variation de la fréquence», la caractéristique intrinsèque du système de contrôle-commande spécifiée sous forme de la grandeur minimale de la variation de la fréquence ou du signal d'entrée qui aboutit à une modification de la puissance ou du signal de sortie;

41) «diagramme de capacité P-Q», un graphique décrivant la capacité en puissance réactive d'une unité de production d'électricité lorsque la puissance active varie au point de raccordement;

42) «stabilité en régime permanent», la capacité d'un réseau ou d'une unité de production d'électricité synchrone à revenir à un fonctionnement stable et à se maintenir dans cet état, à la suite d'une perturbation faible;

43) «fonctionnement en réseau séparé», le fonctionnement autonome d'un réseau complet ou d'une partie d'un réseau isolé à la suite de leur déconnexion du réseau interconnecté, qui disposent d'au moins une unité de production d'électricité ou système HVDC qui alimente ledit réseau et assure le réglage de la fréquence et de la tension;

44) «fonctionnement en îlotage sur les auxiliaires», le fonctionnement qui permet aux installations de production d'électricité de continuer à alimenter leurs auxiliaires en cas de défaillance du réseau entraînant la déconnexion d'unités de production d'électricité et le basculement sur leurs alimentations auxiliaires;

45) «capacité de démarrage autonome» ou «black-start», la capacité de redémarrage d'une unité de production d'électricité après un arrêt complet, au moyen d'une source d'électricité auxiliaire dédiée, sans aucun apport d'énergie électrique extérieure à l'installation de production d'électricité;

46) «organisme certificateur agréé», une entité qui délivre les attestations de conformité et les dossiers techniques pour les unités de production d'électricité, et dont l'agrément est délivré par l'affilié national de la coopération européenne pour l'accréditation (EA), établie conformément au règlement (CE) no 765/2008 du Parlement européen et du Conseil (6);

47) «attestation de conformité», un document délivré par un organisme certificateur agréé pour un équipement utilisé par une unité de production d'électricité, une unité de consommation, un réseau de distribution, une installation de consommation ou un système HVDC. L'attestation de conformité définit la portée de sa validité au niveau national ou à un autre niveau auquel une valeur spécifique est choisie dans la plage autorisée à l'échelon européen. Afin de remplacer certains volets spécifiques du processus de contrôle de la conformité, l'attestation de conformité peut inclure des modèles vérifiés sur la base de résultats d'essais;

48) «régulation du système d'excitation», un système de commande asservi qui comprend la machine synchrone et son système d'excitation;

49) «diagramme U-Q/Pmax», un diagramme représentant la capacité en puissance réactive d'une unité de production d'électricité ou d'une station de conversion HVDC lorsque la tension varie au point de raccordement;

50) «niveau minimal de fonctionnement en régime permanent», la puissance active minimale, telle que stipulée dans la convention de raccordement, ou telle que convenue entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire d'une installation de production d'électricité, à laquelle l'unité de production d'électricité peut fonctionner de manière stable pendant une durée illimitée;

51) «limiteur de surexcitation», un dispositif de régulation au sein du régulateur automatique de tension (AVR) qui empêche la surcharge du rotor de l'alternateur, en limitant le courant d'excitation;

52) «limiteur de sous-excitation», un dispositif de régulation au sein de l'AVR qui a pour but d'empêcher l'alternateur de perdre le synchronisme du fait d'une excitation insuffisante;

53) «régulateur automatique de tension» ou «AVR», l'équipement automatique fonctionnant en permanence qui régule la tension de sortie d'une unité de production d'électricité synchrone en comparant la tension réelle de sortie à une valeur de référence et en contrôlant la sortie de son système d'excitation;

54) «stabilisateur de puissance» ou «PSS», une fonctionnalité supplémentaire de l'AVR d'une unité de production d'électricité synchrone dont la fonction est d'amortir les oscillations de puissance;

55) «injection rapide de courant sur défaut», un courant injecté par un parc non synchrone de générateurs ou un système HVDC pendant et après une variation de tension due à un défaut électrique, afin de repérer un défaut à l'aide des systèmes de protection du réseau au stade initial du défaut, de contribuer au maintien de la tension du réseau à un stade ultérieur du défaut et de restaurer la tension du réseau après l'élimination du défaut;

56) «facteur de puissance», le rapport entre la valeur absolue de la puissance active et la puissance apparente;

57) «pente», le rapport entre la variation de la tension, rapportée à la tension de référence 1 pu, et une variation de l'injection de puissance réactive de zéro à la puissance réactive maximale, rapportée à la puissance réactive maximale;

58) «ouvrages de raccordement en mer», l'interconnexion complète entre un point de raccordement en mer et le réseau terrestre au point d'interface avec le réseau terrestre;

59) «point d'interface avec le réseau terrestre», le point auquel les ouvrages de raccordement du réseau en mer sont raccordés au réseau terrestre du gestionnaire de réseau compétent;

60) «fiche de collecte», un document de structure simple contenant les informations relatives à une unité de production d'électricité de type A, ou à une unité de consommation avec participation active de la demande raccordée en dessous de 1 000 volts (V), et attestant sa conformité avec les exigences applicables;

61) «déclaration de conformité», un document fourni au gestionnaire de réseau par le propriétaire d'une installation de production d'électricité, le propriétaire d'une installation de consommation, le gestionnaire d'un réseau de distribution ou le propriétaire d'un système HVDC, indiquant le niveau actuel de conformité avec les spécifications et exigences applicables;

62) «notification opérationnelle finale», une notification délivrée par le gestionnaire de réseau compétent à un propriétaire d'une installation de production d'électricité, un propriétaire d'une installation de consommation, un gestionnaire de réseau de distribution ou un propriétaire d'un système HVDC, qui satisfait aux spécifications et exigences applicables, l'autorisant à faire fonctionner, respectivement, une unité de production d'électricité, une installation de consommation, un réseau de distribution ou un système HVDC, en se raccordant au réseau;

63) «notification opérationnelle de mise sous tension», une notification délivrée par le gestionnaire de réseau compétent à un propriétaire d'une installation de production d'électricité, un propriétaire d'une installation de consommation, un gestionnaire de réseau de distribution ou un propriétaire d'un système HVDC avant la mise sous tension de son réseau interne;

64) «notification opérationnelle provisoire», une notification délivrée par le gestionnaire de réseau compétent à un propriétaire d'une installation de production d'électricité, un propriétaire d'une installation de consommation, un gestionnaire de réseau de distribution ou un propriétaire d'un système HVDC, l'autorisant à faire fonctionner, respectivement, une unité de production d'électricité, une installation de consommation, un réseau de distribution ou un système HVDC, en se raccordant au réseau, pour une durée limitée, et à lancer des essais de conformité afin de s'assurer du respect des spécifications et exigences applicables;

65) «notification opérationnelle restreinte», une notification délivrée par le gestionnaire de réseau compétent à un propriétaire d'une installation de production d'électricité, un propriétaire d'une installation de consommation, un gestionnaire de réseau de distribution ou un propriétaire d'un système HVDC ayant obtenu auparavant une notification opérationnelle finale mais qui connaît provisoirement une modification ou une perte de capacité importantes aboutissant au non-respect des spécifications et exigences applicables.

Article 3

Champ d'application

1. Les exigences en matière de raccordement énoncées dans le présent règlement s'appliquent aux nouvelles unités de production d'électricité qui sont considérées comme significatives en application de l'article 5, sauf disposition contraire.

Le gestionnaire de réseau compétent refuse d'autoriser le raccordement d'une unité de production d'électricité qui ne satisfait pas aux exigences énoncées dans le présent règlement et qui ne fait pas l'objet d'une dérogation accordée par l'autorité de régulation ou une autre autorité si des dispositions en ce sens s'appliquent dans un État membre, en application de l'article 60. Le gestionnaire de réseau compétent communique ce refus, au moyen d'une déclaration motivée par écrit, au propriétaire de l'installation de production d'électricité et à l'autorité de régulation, sauf spécification contraire de celle-ci.

2. Le présent règlement ne s'applique pas:

a) aux unités de production d'électricité qui sont raccordées au réseau de transport et aux réseaux de distribution ou à des parties du réseau de transport ou des réseaux de distribution 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, de Grande-Bretagne, des pays nordiques, d'Irlande et d'Irlande du Nord ou de la Baltique;

b) aux unités de production d'électricité qui ont été installées en vue de fournir une alimentation de secours et qui fonctionnent en parallèle avec le réseau pendant moins de cinq minutes par mois civil alors que le réseau est à l'état normal. Le fonctionnement en parallèle du réseau de cette unité de production d'électricité pendant des opérations de maintenance ou des essais de mise en service n'est pas compté dans le calcul des cinq minutes;

c) aux unités de production d'électricité qui n'ont pas de point de raccordement permanent et qui sont utilisées par les gestionnaires de réseau pour fournir temporairement de la puissance en cas d'indisponibilité partielle ou totale de la capacité normale du réseau;

d) aux dispositifs de stockage, sauf dans le cas des unités de pompage-turbinage, conformément à l'article 6, paragraphe 2.

Article 4

Application aux unités de production d'électricité existantes

1. Les unités de production d'électricité existantes ne sont pas soumises aux exigences du présent règlement, sauf dans les cas suivants:

a) une unité de production d'électricité de type C ou de type D a été modifiée dans une mesure telle que la convention de raccordement la concernant doit être substantiellement modifiée, conformément à la procédure suivante: i) les propriétaires d'installations de production d'électricité qui envisagent de moderniser une installation ou de remplacer des équipements de sorte que s'en trouvent affectées les capacités techniques de l'unité de production d'électricité notifient leur projet au préalable au gestionnaire de réseau compétent; ii) si le gestionnaire de réseau compétent juge que l'étendue de la modernisation ou du remplacement d'équipements est telle qu'une nouvelle convention de raccordement est requise, il le notifie à l'autorité de régulation compétente ou, le cas échéant, à l'État membre; et iii) l'autorité de régulation compétente ou, le cas échéant, l'État membre décide si la convention de raccordement existante doit être révisée ou si une nouvelle convention de raccordement est requise, et détermine les exigences du présent règlement qui s'appliquent; ou

b) une autorité de régulation ou, le cas échéant, un État membre décide de soumettre une unité de production d'électricité existante à tout ou partie des exigences du présent règlement, à la suite d'une proposition du GRT compétent, conformément aux paragraphes 3, 4 et 5.

2. Aux fins du présent règlement, une unité de production d'électricité est considérée comme existante dans les cas suivants:

a) elle est déjà raccordée au réseau à la date d'entrée en vigueur du présent règlement; ou

b) le propriétaire de l'installation de production d'électricité a conclu un contrat définitif et contraignant pour l'achat du composant principal de production au plus tard deux ans après l'entrée en vigueur du présent règlement. Le propriétaire de l'installation de production d'électricité doit notifier la conclusion du contrat au gestionnaire de réseau compétent et au GRT compétent dans un délai de trente mois après l'entrée en vigueur du présent règlement.

La notification communiquée par le propriétaire de l'installation de production d'électricité au gestionnaire de réseau compétent et au GRT compétent indique au moins l'intitulé du contrat, la date de sa signature et la date de sa prise d'effet, et fournit les spécifications du composant principal de production qui doit être construit, assemblé ou acheté.

Un État membre peut prévoir que, dans des circonstances spécifiques, l'autorité de régulation peut déterminer si l'unité de production d'électricité est à considérer comme existante ou nouvelle.

3. À l'issue d'une consultation publique conformément à l'article 10 et afin de tenir compte de changements factuels significatifs dans les circonstances, tels que l'évolution des exigences liées au réseau, notamment du fait de la pénétration des sources d'énergie renouvelable, des réseaux intelligents, de la production décentralisée ou de la participation active de la demande, le GRT compétent peut proposer à l'autorité de régulation compétente ou, le cas échéant, à l'État membre, d'étendre l'application du présent règlement à des unités de production d'électricité existantes.

À cet effet, une analyse quantitative des coûts et bénéfices rigoureuse et transparente est effectuée, conformément aux articles 38 et 39. Elle indique:

a) les coûts liés à l'obligation de mise en conformité des unités de production existantes concernées avec le présent règlement;

b) l'avantage socio-économique résultant de l'application des exigences fixées dans le présent règlement; et

c) les éventuelles mesures alternatives susceptibles d'assurer les performances requises.

4. Avant d'effectuer l'analyse quantitative des coûts et bénéfices visée au paragraphe 3, le GRT compétent:

a) effectue une comparaison qualitative préalable des coûts et bénéfices; et

b) obtient l'approbation de l'autorité de régulation compétente ou, le cas échéant, de l'État membre.

5. L'autorité de régulation compétente ou, le cas échéant, l'État membre statue sur l'extension de l'applicabilité du présent règlement à des unités de production d'électricité existantes dans les six mois à compter de la réception du rapport et de la recommandation du GRT compétent, conformément à l'article 38, paragraphe 4. La décision de l'autorité de régulation ou, le cas échéant, de l'État membre est publiée.

6. Le GRT compétent prend en compte les attentes légitimes des propriétaires d'installation de production d'électricité dans le cadre de l'évaluation de l'application du présent règlement à des unités de production d'électricité existantes.

7. Le GRT compétent peut évaluer la possibilité d'appliquer tout ou partie des dispositions du présent règlement à des unités de production d'électricité existantes tous les trois ans, conformément aux critères et à la procédure définis aux paragraphes 3 à 5.

Article 5

Détermination du caractère significatif

1. Les unités de production d'électricité satisfont aux exigences sur la base du niveau de tension de leur point de raccordement et de leur puissance maximale, en fonction des catégories définies au paragraphe 2.

2. Les unités de production d'électricité des catégories suivantes sont considérées comme significatives:

a) point de raccordement en dessous de 110 kilovolts (kV) et puissance maximale de 0,8 kW ou plus (type A);

b) point de raccordement en dessous de 110 kV et puissance maximale supérieure ou égale à un seuil proposé par chaque GRT compétent conformément à la procédure fixée au paragraphe 3 (type B). Ce seuil n'est pas supérieur aux limites applicables aux unités de production d'électricité de type B figurant dans le tableau 1;

c) point de raccordement en dessous de 110 kV et puissance maximale supérieure ou égale à un seuil fixé par chaque GRT compétent conformément au paragraphe 3 (type C). Ce seuil n'est pas supérieur aux limites applicables aux unités de production d'électricité de type C figurant dans le tableau 1; ou

d) point de raccordement à 110 kV ou au-dessus (type D). Une unité de production d'électricité est également de type D si son point de raccordement est en dessous de 110 kV et sa puissance maximale est supérieure ou égale à un seuil fixé conformément au paragraphe 3. Ce seuil n'est pas supérieur aux limites applicables aux unités de production d'électricité de type D figurant dans le tableau 1. Tableau 1 Limites applicables aux seuils pour les unités de production d'électricité des types B, C et D Zones synchrones Limite applicable au seuil de puissance maximale à partir duquel une unité de production d'électricité est de type B Limite applicable au seuil de puissance maximale à partir duquel une unité de production d'électricité est de type C Limite applicable au seuil de puissance maximale à partir duquel une unité de production d'électricité est de type D Europe continentale 1 MW 50 MW 75 MW Grande-Bretagne 1 MW 50 MW 75 MW Pays nordiques 1,5 MW 10 MW 30 MW Irlande et Irlande du Nord 0,1 MW 5 MW 10 MW Baltique 0,5 MW 10 MW 15 MW

3. Les propositions pour les seuils de puissance maximale applicables aux unités de production d'électricité des types B, C et D sont soumises à l'approbation de l'autorité de régulation compétente ou, le cas échéant, de l'État membre. Aux fins de l'élaboration des propositions, le GRT compétent se coordonne avec les GRT adjacents et les GRD adjacents et organise une consultation publique conformément à l'article 10. Une proposition du GRT compétent visant à modifier les seuils ne peut être déposée moins de trois ans après la proposition précédente.

4. Les propriétaires d'installations de production d'électricité facilitent ce processus et communiquent toute donnée demandée par le GRT compétent.

5. Si, du fait d'une modification des seuils, une unité de production d'électricité change de type, la procédure fixée à l'article 4, paragraphe 3, concernant les unités de production d'électricité existantes s'applique avant que la conformité avec les exigences correspondant au nouveau type soit exigée.

Article 6

Application aux unités de production d'électricité, aux unités de pompage-turbinage, aux installations de production combinée de chaleur et d'électricité et aux sites industriels

1. Les unités de production d'électricité en mer raccordées au réseau interconnecté satisfont aux exigences applicables aux unités de production d'électricité terrestres, sauf si les exigences sont modifiées à cet effet par le gestionnaire de réseau compétent ou si le raccordement des parcs non synchrones de générateurs est assuré par une liaison en courant continu à haute tension ou par un réseau dont la fréquence n'est pas couplée de manière synchrone à celle du réseau principal interconnecté [par exemple selon une configuration avec un système de convertisseurs dos-à-dos (back-to-back convertor scheme)].

2. Les unités de pompage-turbinage satisfont à toutes les exigences applicables, aussi bien en mode production qu'en mode pompage. Le fonctionnement en compensateur synchrone des unités de pompage-turbinage n'est pas limité dans le temps par la conception technique des unités de production d'électricité. Les unités de pompage-turbinage à vitesse variable satisfont aux exigences applicables aux unités de production d'électricité synchrones ainsi qu'à celles énoncées à l'article 20, paragraphe 2, point b), si elles sont des types B, C ou D.

3. En ce qui concerne les unités de production d'électricité raccordées au sein de réseaux de sites industriels, les propriétaires d'installations de production d'électricité, les gestionnaires de réseau de sites industriels et les gestionnaires de réseau compétents dont le réseau est raccordé au réseau d'un site industriel ont le droit de convenir de conditions pour que lesdites unités de production d'électricité et les charges critiques, qui assurent les processus de production, se déconnectent du réseau du gestionnaire de réseau compétent. L'exercice de ce droit se fait en coordination avec le GRT compétent.

4. Sauf pour les exigences de l'article 13, paragraphes 2 et 4, ou sauf disposition contraire dans le cadre national, les exigences du présent règlement concernant la capacité à maintenir une puissance active constante ou à moduler la production de puissance active ne s'appliquent pas aux unités de production d'électricité des installations de production combinée de chaleur et d'électricité raccordées au sein de réseaux de sites industriels, lorsque tous les critères suivants sont remplis:

a) l'objet principal desdites installations est de produire de la chaleur pour les processus de production du site industriel concerné;

b) les productions de chaleur et d'électricité sont interdépendantes, c'est-à-dire que toute modification de la production de chaleur entraîne nécessairement une modification de la production de puissance active, et inversement;

c) les unités de production d'électricité sont des types A, B ou C ou, dans le cas de la zone synchrone des pays nordiques, de type D, conformément à l'article 5, paragraphe 2, points a) à c).

5. Les installations de production combinée de chaleur et d'électricité sont évaluées sur la base de leur puissance électrique maximale.

Article 7

Aspects réglementaires

1. Les exigences d'application générale à établir par les gestionnaires de réseau compétents ou les GRT compétents en vertu du présent règlement sont soumises à l'approbation de l'entité désignée par l'État membre et sont publiées. L'entité désignée est l'autorité de régulation, sauf disposition contraire prise par l'État membre.

2. Pour les exigences spécifiques à un site à établir par les gestionnaires de réseau compétents ou les GRT compétents en vertu du présent règlement, les États membres peuvent exiger l'approbation par une entité désignée.

3. Aux fins de l'application du présent règlement, les États membres, les entités 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 visant à garantir l'optimisation entre l'efficacité globale maximale et les coûts totaux minimaux pour toutes les parties concernées;

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

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

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

4. Dans les deux ans à compter de l'entrée en vigueur du présent règlement, le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent soumet pour approbation à l'entité compétente une proposition relative aux exigences d'application générale, ou à la méthodologie utilisée pour les calculer ou les établir.

5. Lorsque le présent règlement exige que le gestionnaire de réseau compétent, le GRT compétent, le propriétaire d'une installation de production d'électricité et/ou le gestionnaire de réseau de distribution se mettent d'accord, ils s'efforcent d'y parvenir dans les six mois à compter de la soumission de la première proposition par l'une des parties aux autres parties. Si aucun accord n'est trouvé dans ce délai, chaque partie peut demander à l'autorité de régulation compétente de statuer dans un délai de six mois.

6. Les entités compétentes statuent sur les propositions d'exigences ou de méthodologies dans les six mois à compter de la réception desdites propositions.

7. Si le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent juge qu'une modification des exigences ou des méthodologies telles que visées et approuvées conformément aux paragraphes 1 et 2 est nécessaire, les exigences prévues aux paragraphes 3 à 8 s'appliquent à la modification proposée. Les gestionnaires de réseau et les GRT qui proposent une modification tiennent compte des attentes légitimes, le cas échéant, des propriétaires d'installations de production d'électricité, des fabricants d'équipements et des autres parties prenantes fondées sur les exigences ou les méthodologies initialement spécifiées ou convenues.

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

9. 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 qu'à sa place, le GRT est responsable de l'établissement des exigences pertinentes.

Article 8

GRT multiples

1. Lorsqu'il existe plusieurs GRT dans un État membre, le présent règlement s'applique à tous ces GRT.

2. Les États membres peuvent prévoir, dans leur réglementation nationale, que la responsabilité d'un GRT de se conformer à une seule, à certaines ou à la totalité des obligations prévues par le présent règlement est assignée à un ou à plusieurs GRT spécifiques.

Article 9

Recouvrement des coûts

1. Les coûts qui sont supportés par les gestionnaires de réseau soumis 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

Consultation publique

1. Les gestionnaires de réseau compétents et les GRT compétents consultent les parties prenantes, y compris les autorités compétentes de chaque État membre, sur les propositions d'extension de l'applicabilité du présent règlement aux unités de production d'électricité existantes conformément à l'article 4, paragraphe 3, pour la proposition concernant les seuils conformément à l'article 5, paragraphe 3, ainsi que sur le rapport préparé conformément à l'article 38, paragraphe 3, et sur l'analyse des coûts et bénéfices réalisée conformément à l'article 63, paragraphe 2. La durée de la consultation est d'au moins un mois.

2. Les gestionnaires de réseau compétents ou les GRT compétents prennent dûment en considération les observations des parties prenantes exprimées lors des consultations avant de soumettre le projet de proposition de seuils, le rapport ou l'analyse des coûts et bénéfices pour approbation à l'autorité de régulation ou, le cas échéant, à l'État membre. Dans tous les cas, une justification rigoureuse de la prise en compte ou non des observations des parties prenantes est communiquée et publiée en temps utile, avant ou en même temps que la publication de la proposition.

Article 11

Participation des parties prenantes

L'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (l'Agence), en étroite coopération avec le Réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport pour l'électricité (ENTSO pour l'électricité), organise la participation des parties prenantes en ce qui concerne les exigences applicables au raccordement au réseau des installations de production d'électricité, et d'autres aspects de la mise en œuvre du présent règlement. À cet effet sont organisées, entre autres, des réunions régulières avec les parties prenantes afin de recenser les problématiques et de proposer des améliorations en lien notamment avec les exigences applicables au raccordement au réseau des installations de production d'électricité.

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 toutes les personnes, autorités de régulation ou entités visées par les dispositions du présent règlement.

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

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

TITRE II

EXIGENCES

CHAPITRE 1

Exigences générales

Article 13

Exigences générales applicables aux unités de production d'électricité de type A

1. Les unités de production d'électricité de type A satisfont aux exigences suivantes relatives à la stabilité en fréquence:

a) en ce qui concerne les plages de fréquence: i) une unité de production d'électricité est capable de rester connectée au réseau et de fonctionner dans les plages de fréquence et les durées indiquées au tableau 2; ii) le gestionnaire de réseau compétent, en coordination avec le GRT compétent, et le propriétaire d'une installation de production d'électricité peuvent convenir de plages de fréquence plus larges, de durées de fonctionnement minimales plus longues ou d'exigences spécifiques applicables en cas d'écarts combinés de fréquence et de tension afin de garantir la meilleure utilisation des capacités techniques d'une unité de production d'électricité, si cela est nécessaire pour préserver ou rétablir la sûreté du système électrique; iii) le propriétaire de l'installation de production d'électricité ne refuse pas sans raison valable d'appliquer des plages de fréquences plus larges ou des durées minimales de fonctionnement plus longues, compte tenu de leur faisabilité économique et technique;

b) en ce qui concerne la capacité à supporter des vitesses de variation de la fréquence, une unité de production d'électricité est capable de rester connectée au réseau et de fonctionner quelle que soit la vitesse de variation de la fréquence jusqu'à une valeur fixée par le GRT compétent, sauf si la déconnexion est provoquée par le fonctionnement de la protection de découplage du réseau liée à la vitesse de variation de la fréquence. Le gestionnaire de réseau compétent, en coordination avec le GRT compétent, spécifie le réglage de la protection de découplage liée à la vitesse de variation de la fréquence. Tableau 2 Durées minimales pendant lesquelles une unité de production d'électricité doit être capable de fonctionner sans se déconnecter du réseau à différentes fréquences s'écartant de la valeur nominale Zone synchrone Plage de fréquence Durée de fonctionnement Europe continentale 47,5 Hz – 48,5 Hz À spécifier par chaque GRT, mais pas moins de 30 minutes 48,5 Hz – 49,0 Hz À spécifier par chaque GRT, mais pas moins que la durée fixée pour la plage 47,5 Hz – 48,5 Hz 49,0 Hz – 51,0 Hz Illimitée 51,0 Hz – 51,5 Hz 30 minutes Pays nordiques 47,5 Hz – 48,5 Hz 30 minutes 48,5 Hz – 49,0 Hz À spécifier par chaque GRT, mais pas moins de 30 minutes 49,0 Hz – 51,0 Hz Illimitée 51,0 Hz – 51,5 Hz 30 minutes Grande-Bretagne 47,0 Hz – 47,5 Hz 20 secondes 47,5 Hz – 48,5 Hz 90 minutes 48,5 Hz – 49,0 Hz À spécifier par chaque GRT, mais pas moins de 90 minutes 49,0 Hz – 51,0 Hz Illimitée 51,0 Hz – 51,5 Hz 90 minutes 51,5 Hz – 52,0 Hz 15 minutes Irlande et Irlande du Nord 47,5 Hz – 48,5 Hz 90 minutes 48,5 Hz – 49,0 Hz À spécifier par chaque GRT, mais pas moins de 90 minutes 49,0 Hz – 51,0 Hz Illimitée 51,0 Hz – 51,5 Hz 90 minutes Baltique 47,5 Hz – 48,5 Hz À spécifier par chaque GRT, mais pas moins de 30 minutes 48,5 Hz – 49,0 Hz À spécifier par chaque GRT, mais pas moins que la durée fixée pour la plage 47,5 Hz – 48,5 Hz 49,0 Hz – 51,0 Hz Illimitée 51,0 Hz – 51,5 Hz À spécifier par chaque GRT, mais pas moins de 30 minutes

2. En ce qui concerne le mode LFSM-O, les dispositions suivantes s'appliquent, telles que déterminées par le GRT compétent pour sa zone de réglage en coordination avec les GRT de la même zone synchrone afin de faire en sorte que les retombées sur les zones voisines soient minimales:

a) l'unité de production d'électricité est capable d'activer la réponse en puissance active aux variations de fréquence selon la figure 1 à un seuil de fréquence et à des valeurs de statisme fixés par le GRT compétent;

b) au lieu de la capacité visée au point a), le GRT compétent peut choisir d'autoriser dans sa zone de réglage la déconnexion et la reconnexion automatiques des unités de production d'électricité de type A à des fréquences aléatoires, idéalement distribuées de manière uniforme, au-dessus d'un seuil de fréquence, tel que déterminé par le GRT compétent lorsqu'il est capable de démontrer à l'autorité de régulation compétente, et avec la coopération des propriétaires d'installations de production d'électricité, que cela a une incidence transfrontalière limitée et préserve le même niveau de sûreté opérationnelle dans tous les états du système;

c) le seuil de fréquence est compris entre 50,2 et 50,5 Hz, ces valeurs incluses;

d) les valeurs de statisme sont comprises entre 2 et 12 %;

e) l'unité de production d'électricité est capable d'activer la réponse en puissance aux variations de fréquence dans un retard initial aussi court que possible. Si ce délai est supérieur à 2 secondes, le propriétaire de l'installation de production d'électricité en communique la justification au GRT compétent, avec des éléments techniques probants;

f) le GRT compétent peut exiger que l'unité de production d'électricité, une fois atteint son niveau de régulation minimal, soit capable: i) de continuer à fonctionner à ce niveau; ou ii) de continuer à réduire la production de puissance active;

g) l'unité de production d'électricité est capable de fonctionner de manière stable en mode LFSM-O. En mode LFSM-O, la consigne LFSM-O prévaut sur toute autre consigne de puissance active. Figure 1 Capacité de réponse en puissance active aux variations de fréquence des unités de production d'électricité en mode LFSM-O Pref est la puissance active de référence à laquelle ΔΡ est liée et peut être spécifiée différemment pour les unités de production d'électricité synchrones et les parcs non synchrones de générateurs. ΔΡ est la variation de puissance active de l'unité de production d'électricité. fn est la fréquence nominale (50 Hz) du réseau et Δf est la variation de la fréquence sur le réseau. En cas de surfréquences avec Δf supérieur à Δf1, l'unité de production d'électricité réduit sa production de puissance active conformément au statisme S2.

3. L'unité de production d'électricité est capable de maintenir une production constante de puissance active à sa valeur de consigne quelles que soient les variations de fréquence, sauf lorsque la production suit les modifications spécifiées dans le contexte des paragraphes 2 et 4 du présent article ou de l'article 15, paragraphe 2, points c) et d), selon le cas.

4. Le GRT compétent fixe la réduction admissible de puissance active par rapport à la production maximale en cas de baisse de fréquence dans sa zone de réglage, sous forme d'un taux de réduction entrant dans la plage délimitée sur la figure 2 par des traits pleins:

a) en dessous de 49 Hz, taux de réduction de 2 % de la puissance maximale à 50 Hz pour 1 Hz de baisse de fréquence;

b) en dessous de 49,5 Hz, taux de réduction de 10 % de la puissance maximale à 50 Hz pour 1 Hz de baisse de fréquence.

5. La réduction admissible de puissance active par rapport à la production maximale:

a) spécifie clairement les conditions ambiantes applicables;

b) tient compte des capacités techniques des unités de production d'électricité. Figure 2 Réduction de capacité par rapport à la puissance maximale en cas de baisse de fréquence Ce graphique représente les limites dans lesquelles la capacité peut être spécifiée par le GRT compétent.

6. L'unité de production d'électricité est équipée d'une interface logique (port d'entrée) permettant de stopper la production de puissance active dans un délai de 5 secondes après la réception d'une instruction au port d'entrée. Le gestionnaire de réseau compétent a le droit de spécifier des exigences visant à ce que des équipements permettent de commander ce dispositif à distance.

7. Le GRT compétent spécifie les conditions dans lesquelles une unité de production d'électricité est capable de se connecter automatiquement au réseau. Ces conditions comprennent:

a) les plages de fréquence dans lesquelles une connexion automatique est admissible, et le délai correspondant; et

b) la vitesse maximale admissible pour l'augmentation de la production de puissance active.

La connexion automatique est autorisée, sauf décision contraire du gestionnaire de réseau compétent en coordination avec le GRT compétent.

Article 14

Exigences générales applicables aux unités de production d'électricité de type B

1. Les unités de production d'électricité de type B satisfont aux exigences énoncées à l'article 13, à l'exception du paragraphe 2, point b), dudit article.

2. Les unités de production d'électricité de type B satisfont aux exigences suivantes concernant la stabilité en fréquence:

a) afin de réguler la puissance active produite, l'unité de production d'électricité est équipée d'une interface (port d'entrée) lui permettant de réduire la puissance active qu'elle produit sur instruction reçue au port d'entrée; et

b) le gestionnaire de réseau compétent a le droit de fixer des exigences concernant des équipements supplémentaires permettant de commander à distance la production de puissance active.

3. Les unités de production d'électricité de type B satisfont aux exigences suivantes en matière de robustesse:

a) eu égard à la tenue aux creux de tension des unités de production d'électricité: i) chaque GRT spécifie conformément à la figure 3 un gabarit de creux de tension au point de raccordement en cas de défaut, qui décrit les conditions dans lesquelles l'unité de production d'électricité est capable de rester connectée au réseau et de continuer à fonctionner de manière stable après une perturbation sur le réseau électrique imputable à des défauts éliminés par les protections sur le réseau de transport; ii) le gabarit de creux de tension détermine la limite inférieure des tensions entre phases au niveau de tension du point de raccordement pendant un défaut triphasé, en fonction du temps, avant, pendant et après le défaut; iii) la limite inférieure visée au point ii) est fixée par le GRT compétent à l'aide des paramètres indiqués sur la figure 3 et dans les plages figurant dans les tableaux 3.1 et 3.2; iv) chaque GRT spécifie et rend publiques les conditions avant et après défaut à considérer pour la tenue aux creux de tension, sur la base des éléments suivants: — le calcul de la puissance minimale de court-circuit avant défaut au point de raccordement, — les puissances active et réactive avant défaut de l'unité de production d'électricité au point de raccordement, et la tension au point de raccordement, et — le calcul de la puissance minimale de court-circuit après défaut au point de raccordement; v) à la demande du propriétaire d'une installation de production d'électricité, le gestionnaire de réseau compétent communique les conditions avant et après défaut à considérer pour la tenue aux creux de tension, sur la base des calculs au point de raccordement, conformément au point iv), en ce qui concerne: — la puissance minimale de court-circuit avant défaut à chaque point de raccordement, exprimée en MVA, — les puissances active et réactive avant défaut de l'unité de production d'électricité au point de raccordement, et la tension au point de raccordement, et — la puissance minimale de court-circuit après défaut à chaque point de raccordement, exprimée en MVA; ou bien, le gestionnaire de réseau compétent peut fournir des valeurs génériques tirées de cas typiques. Figure 3 Gabarit de tenue aux creux de tension d'une unité de production d'électricité Le graphique représente la limite inférieure d'un gabarit de creux de tension au point de raccordement, exprimé sous forme du rapport de sa valeur réelle et de sa valeur de référence 1 pu avant, pendant et après un défaut. Uret est la tension résiduelle au point de raccordement pendant un défaut; tclear est l'instant où le défaut est éliminé. Urec1, Urec2, trec1, trec2 et trec3 spécifient certains points des limites inférieures du retour de la tension après l'élimination d'un défaut. Tableau 3.1 Paramètres aux fins de la figure 3 pour la tenue aux creux de tension des unités de production d'électricité synchrones Paramètres de tension (pu) Paramètres de temps (secondes) Uret: 0,05 – 0,3 tclear: 0,14 – 0,15 (ou 0,14 – 0,25 si la protection et la sûreté de fonctionnement du réseau l'imposent) Uclear: 0,7 – 0,9 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 – 0,7 Urec2: 0,85 – 0,9 et ≥ Uclear trec3: trec2 – 1,5

Tableau 3.2 Paramètres aux fins de la figure 3 pour la tenue aux creux de tension des parcs non synchrones de générateurs Paramètres de tension (pu) Paramètres de temps (secondes) Uret: 0,05 – 0,15 tclear: 0,14 – 0,15 (ou 0,14 – 0,25 si la protection et la sûreté de fonctionnement du réseau l'imposent) Uclear: Uret – 0,15 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 Urec2: 0,85 trec3: 1,5 – 3,0 vi) L'unité de production d'électricité est capable de rester connectée au réseau et de continuer à fonctionner de façon stable lorsque la variation réelle des tensions entre phases au niveau de tension du réseau au point de raccordement pendant un défaut triphasé, étant donné les conditions avant et après défaut visées au paragraphe 3, points a) iv) et v), demeure au-dessus de la limite inférieure fixée au paragraphe 3, point a) ii), sauf si le système de protection contre les défauts électriques internes impose que l'unité de production d'électricité soit déconnectée du réseau. Les systèmes et réglages de protection contre les défauts électriques internes ne remettent pas en cause la tenue aux creux de tension; vii) sans préjudice du paragraphe 3, point a) vi), la protection contre les sous-tensions (tenue aux creux de tension ou tension minimale spécifiée au point de raccordement) est réglée par le propriétaire de l'installation de production d'électricité conformément à la capacité technique la plus élevée possible de l'unité de production d'électricité, sauf si le gestionnaire de réseau compétent exige des réglages plus restrictifs conformément au paragraphe 5, point b). Les réglages sont justifiés par le propriétaire de l'installation de production d'électricité conformément à ce principe;

b) les tenues aux creux de tension en cas de défauts dissymétriques sont spécifiées par chaque GRT.

4. Les unités de production d'électricité de type B satisfont aux exigences suivantes concernant la reconstitution du réseau:

a) le GRT compétent fixe les conditions dans lesquelles une unité de production d'électricité est capable de se reconnecter au réseau après une déconnexion fortuite provoquée par une perturbation sur le réseau; et

b) l'installation de systèmes de reconnexion automatique est soumise à l'autorisation préalable du gestionnaire de réseau compétent et au respect des conditions de reconnexion fixées par le GRT compétent.

5. Les unités de production d'électricité de type B satisfont aux exigences suivantes concernant la gestion générale du réseau:

a) en ce qui concerne les systèmes de contrôle-commande et les réglages y afférents: i) les systèmes et les réglages des différents dispositifs de contrôle-commande de l'unité de production d'électricité qui sont nécessaires pour assurer la stabilité du réseau de transport et pour agir en cas d'urgence sont coordonnés et convenus entre le GRT compétent, le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'installation de production d'électricité; ii) toute modification des systèmes et réglages, mentionnés au point i), des différents dispositifs de régulation de l'unité de production d'électricité sont coordonnés et convenus entre le GRT compétent, le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'installation de production d'électricité, en particulier si ces systèmes et réglages s'appliquent dans les circonstances visées au paragraphe 5, point a) i);

b) en ce qui concerne les systèmes de protection électrique et les réglages y afférents: i) le gestionnaire de réseau compétent spécifie les systèmes et les réglages nécessaires pour protéger le réseau, en tenant compte des caractéristiques de l'unité de production d'électricité. Les systèmes de protection nécessaires pour l'unité de production d'électricité et le réseau ainsi que les réglages concernant l'unité de production d'électricité sont coordonnés et convenus entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'installation de production d'électricité. Les systèmes de protection et leurs réglages contre les défauts électriques internes ne remettent pas en cause la performance d'une unité de production d'électricité, conformément aux exigences énoncées dans le présent règlement; ii) la protection électrique de l'unité de production d'électricité prévaut sur les commandes d'exploitation, compte tenu de la sûreté de fonctionnement du réseau ainsi que de la santé et de la sécurité du personnel et du public, tout en minimisant les éventuels dommages qui pourraient être causés à l'unité de production d'électricité; iii) les systèmes de protection peuvent couvrir les aspects suivants: — court-circuit interne et externe, — charge déséquilibrée (séquence inverse), — surcharge du rotor et du stator, — sous-/surexcitation, — sous-/surtension au point de raccordement, — sous-/surtension aux bornes de l'alternateur, — oscillations interzones, — courant d'enclenchement, — fonctionnement asynchrone (glissement de pôle), — protection contre les torsions inadmissibles de l'arbre (par exemple résonance hyposynchrone), — protection de ligne de l'unité de production d'électricité, — protection du transformateur, — secours contre les dysfonctionnements des protections et de l'organe de coupure, — surinduction (U/f), — retour de puissance, — vitesse de variation de la fréquence, et — déplacement de point neutre; iv) les modifications des systèmes de protection nécessaires pour l'unité de production d'électricité et pour le réseau et les modifications des réglages concernant l'unité de production d'électricité sont convenues entre le gestionnaire de réseau et le propriétaire de l'installation de production d'électricité, l'accord étant conclu avant la mise en œuvre de toute modification;

c) le propriétaire de l'installation de production d'électricité organise ses dispositifs de protection et de contrôle-commande conformément à l'ordre de priorité (décroissant) suivant: i) protection du réseau et de l'unité de production d'électricité; ii) inertie synthétique, le cas échéant; iii) réglage de la fréquence (ajustement de la puissance active); iv) limitation de la puissance; et v) contrainte sur les variations de puissance;

d) en ce qui concerne les échanges d'informations: i) les installations de production d'électricité sont capables d'échanger des informations avec le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent en temps réel ou périodiquement avec un horodatage, selon les spécifications du gestionnaire de réseau compétent ou du GRT compétent; ii) le gestionnaire de réseau compétent, en coordination avec le GRT compétent, spécifie le contenu des échanges d'informations, avec une liste précise des données à fournir par l'installation de production d'électricité.

Article 15

Exigences générales applicables aux unités de production d'électricité de type C

1. Les unités de production d'électricité de type C satisfont aux exigences fixées aux articles 13 et 14, à l'exception de l'article 13, paragraphe 2, point b), de l'article 13, paragraphe 6, et de l'article 14, paragraphe 2.

2. Les unités de production d'électricité de type C satisfont aux exigences suivantes concernant la stabilité en fréquence:

a) en ce qui concerne la capacité de réglage et la plage de réglage de la puissance active, le système de contrôle-commande de l'unité de production d'électricité est capable d'ajuster une consigne de puissance active selon les instructions données au propriétaire de l'installation de production d'électricité par le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent. Le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent fixe le délai dans lequel la consigne ajustée de puissance active doit être atteinte. Le GRT compétent spécifie une tolérance (liée à la disponibilité de l'énergie primaire) applicable à la nouvelle consigne et au délai pour l'atteindre;

b) des actions manuelles locales sont autorisées lorsque les dispositifs automatiques de commande à distance sont hors service. Le gestionnaire de réseau compétent ou le GRT compétent communique à l'autorité de régulation le délai fixé pour atteindre la valeur de consigne de la puissance active, ainsi que la tolérance applicable à cette dernière;

c) outre l'article 13, paragraphe 2, les exigences suivantes s'appliquent aux unités de production d'électricité de type C en ce qui concerne le mode LFSM-U: i) l'unité de production d'électricité est capable d'activer la fourniture de la réponse en puissance active aux variations de fréquence à un seuil de fréquence et à une valeur de statisme fixés comme suit par le GRT compétent, en coordination avec les GRT de la même zone synchrone: — le seuil de fréquence fixé par le GRT est compris entre 49,8 et 49,5 Hz, ces valeurs incluses, — les valeurs de statisme fixées par le GRT se situent dans la plage de 2 à 12 %. La représentation graphique en est donnée à la figure 4; ii) la fourniture effective de la réponse en puissance active aux variations de fréquence en mode LFSM-U tient compte: — des conditions ambiantes lorsque la réponse doit être déclenchée, — des conditions d'exploitation de l'unité de production d'électricité, en particulier des restrictions sur l'exploitation au voisinage de la puissance maximale en situation de basses fréquences et de l'incidence respective des conditions ambiantes conformément à l'article 13, paragraphes 4 et 5, et — de la disponibilité des sources d'énergie primaire; iii) l'activation de la réponse en puissance active aux variations de fréquence par l'unité de production d'électricité n'est pas indûment retardée. Si ce retard est supérieur à 2 secondes, le propriétaire de l'installation de production d'électricité en communique la justification au GRT compétent; iv) en mode LFSM-U, l'unité de production d'électricité est capable de fournir une augmentation de puissance jusqu'à sa puissance maximale; v) le fonctionnement stable de l'unité de production d'électricité en mode LFSM-U est assuré. Figure 4 Capacité de réponse en puissance active aux variations de fréquence des unités de production d'électricité en mode LFSM-U Pref est la puissance active de référence à laquelle ΔΡ est liée et peut être spécifiée différemment pour les unités de production d'électricité synchrones et les parcs non synchrones de générateurs. ΔΡ est la variation de la production de puissance active de l'unité de production d'électricité. fn est la fréquence nominale (50 Hz) du réseau et Δf est la variation de la fréquence sur le réseau. En cas de sous-fréquences avec Δf inférieur à Δf1, l'unité de production d'électricité augmente sa puissance active conformément au statisme S2;

d) outre le paragraphe 2, point c), les dispositions suivantes s'appliquent de façon cumulative en mode de sensibilité à la fréquence (mode FSM): i) l'unité de production d'électricité est capable de fournir une réponse en puissance active aux variations de fréquence en conformité avec les paramètres fixés par chaque GRT compétent dans les plages figurant au tableau 4. Aux fins de la fixation de ces paramètres, le GRT compétent tient compte des éléments factuels suivants: — en cas de surfréquence, la réponse en puissance active aux variations de fréquence est limitée par le niveau de régulation minimal, — en cas de sous-fréquence, la réponse en puissance active aux variations de fréquence est limitée par la puissance maximale, — la fourniture effective de la réponse en puissance active aux variations de fréquence dépend des conditions ambiantes et d'exploitation de l'unité de production d'électricité au moment de l'activation de cette réponse, en particulier des restrictions d'exploitation au voisinage de la puissance maximale en situation de basses fréquences conformément à l'article 13, paragraphes 4 et 5, ainsi que de la disponibilité des sources d'énergie primaire. Tableau 4 Paramètres de la réponse en puissance active aux variations de fréquence en mode FSM (explication pour la figure 5) Paramètres Plages Plage de puissance active par rapport à la puissance maximale 1,5 – 10 % Insensibilité de la réponse à une variation de fréquence 10 – 30 mHz 0,02 – 0,06 % Bande morte de la réponse à une variation de fréquence 0 – 500 mHz Statisme s 1 2 – 12 % Figure 5 Capacité de réponse en puissance active aux variations de fréquence des unités de production d'électricité en mode FSM, dans le cas d'une bande morte et d'une insensibilité nulles Pref est la puissance active de référence à laquelle ΔΡ est liée. ΔΡ est la variation de la production de puissance active de l'unité de production d'électricité. fn est la fréquence nominale (50 Hz) du réseau et Δf est la variation de la fréquence sur le réseau; ii) la bande morte de la réponse à une variation de fréquence, relative au réglage de la fréquence, et le statisme doivent pouvoir être redéfinis par la suite, à plusieurs reprises; iii) en cas d'échelon de fréquence, l'unité de production d'électricité est capable d'activer entièrement la réponse en puissance active aux variations de fréquence, sur ou au-dessus de la ligne pleine de la figure 6 conformément aux paramètres spécifiés par chaque GRT (qui visent à éviter les oscillations de puissance active pour l'unité de production d'électricité), dans les plages figurant au tableau 5. La combinaison de choix des paramètres spécifiés par le GRT tient compte des éventuelles limitations liées à la technologie; iv) le début de l'activation de la réponse en puissance active aux variations de fréquence requise n'est pas indûment retardé. Si le retard dans le début de l'activation de la réponse en puissance active aux variations de fréquence est supérieur à 2 secondes, le propriétaire de l'installation de production d'électricité communique des éléments techniques justifiant la nécessité d'un délai plus long. Pour les unités de production d'électricité sans inertie, le GRT compétent peut spécifier une durée inférieure à 2 secondes. Si le propriétaire de l'installation de production d'électricité ne peut satisfaire à cette exigence, il communique les éléments techniques probants justifiant la nécessité d'un délai plus long pour le début de l'activation de la réponse en puissance active aux variations de fréquence. Figure 6 Capacité de réponse en puissance active aux variations de fréquence Pmax est la puissance maximale à laquelle ΔΡ est liée. ΔΡ est la variation de la production de puissance active de l'unité de production d'électricité. L'unité de production d'électricité fournit la production de puissance active ΔΡ jusqu'au point ΔΡ1 conformément aux temps t1 et t2, les valeurs de ΔΡ1, t1 et t2 étant spécifiées par le GRT compétent conformément au tableau 5; t1 est le retard initial; t2 est la durée nécessaire à l'activation complète. v) l'unité de production d'électricité est capable de fournir la pleine réponse en puissance active aux variations de fréquence durant 15 à 30 minutes selon les spécifications du GRT compétent. Dans le cadre de la fixation de cette période, le GRT prend en considération la capacité réelle d'augmentation ou de baisse de la puissance active et la source d'énergie primaire de l'unité de production d'électricité; vi) dans les limites de durée fixées au paragraphe 2, point d) v), le réglage de la puissance active ne doit pas avoir d'effet négatif sur la réponse en puissance active aux variations de fréquence des unités de production d'électricité; vii) les paramètres spécifiés par le GRT compétent conformément aux points i), ii), iii) et v) sont communiqués à l'autorité de régulation compétente. Les modalités de cette notification sont fixées conformément au cadre national de régulation applicable. Tableau 5 Paramètres de l'activation entière de la réponse en puissance active aux variations de fréquence à la suite d'un échelon de fréquence (explication pour la figure 6) Paramètres Plages ou valeurs Plage de puissance active par rapport à la puissance maximale (plage de réponse aux variations de fréquence) 1,5 – 10 % Dans le cas des unités de production d'électricité avec inertie, retard initial maximal admissible t 1, sauf justification contraire conformément à l'article 15, paragraphe 2, point d) iv) 2 secondes Dans le cas des unités de production d'électricité sans inertie, retard initial maximal admissible t 1, sauf justification contraire conformément à l'article 15, paragraphe 2, point d) iv) Telles que fixées par le GRT compétent Choix maximal admissible pour la durée d'activation complète t 2, sauf autorisation de durées d'activation plus longues par le GRT compétent pour des raisons liées à la stabilité du réseau 30 secondes

e) En ce qui concerne la restauration de la fréquence, l'unité de production d'électricité présente des fonctionnalités conformes aux spécifications du GRT compétent, en vue de restaurer la fréquence à sa valeur nominale ou de maintenir les flux d'échange d'électricité entre les zones de contrôle à leurs valeurs programmées;

f) en ce qui concerne les déconnexions dues à des sous-fréquences, les installations de production d'électricité capables de fonctionner comme une charge, notamment les installations des unités de pompage-turbinage, sont capables de déconnecter leur consommation en cas de sous-fréquence. L'exigence visée dans le présent point ne couvre pas l'alimentation des auxiliaires;

g) en ce qui concerne le suivi en temps réel du mode FSM: i) afin de suivre le déroulement de la réponse en puissance active aux variations de fréquence en exploitation, l'interface de communication est équipée de façon à transmettre en temps réel et de manière sécurisée, de l'installation de production d'électricité vers le centre de conduite du réseau du gestionnaire de réseau compétent ou du GRT compétent, à la demande du gestionnaire de réseau compétent ou du GRT compétent, au moins les signaux suivants: — signal d'état du mode FSM (marche/arrêt), — production de puissance active programmée, — valeur réelle de la production de puissance active, — réglages effectifs des paramètres de la réponse en puissance active aux variations de fréquence, — statisme et bande morte; ii) le gestionnaire de réseau compétent et le GRT compétent spécifient les signaux complémentaires à transmettre par l'installation de production d'électricité au moyen de ses dispositifs de suivi et d'enregistrement afin de vérifier l'exécution de la réponse en puissance active aux variations de fréquence fournie par les unités de production d'électricité en jeu.

3. En ce qui concerne la stabilité en tension, les unités de production d'électricité de type C sont capables de se déconnecter automatiquement lorsque la tension au point de raccordement atteint les niveaux spécifiés par le gestionnaire de réseau compétent en coordination avec le GRT compétent.

Les modalités et réglages de la déconnexion automatique effective des unités de production d'électricité sont spécifiés par le gestionnaire de réseau compétent en coordination avec le GRT compétent.

4. Les unités de production d'électricité de type C satisfont aux exigences suivantes concernant la robustesse:

a) en cas d'oscillations de puissance, les unités de production d'électricité restent stables en régime permanent en tout point de fonctionnement du diagramme de capacité P-Q;

b) sans préjudice de l'article 13, paragraphes 4 et 5, les unités de production d'électricité sont capables de rester connectées au réseau et de fonctionner sans réduction de puissance tant que la tension et la fréquence demeurent dans les limites fixées en application du présent règlement;

c) les unités de production d'électricité sont capables de rester connectées au réseau pendant les réenclenchements automatiques monophasés ou triphasés sur des lignes du réseau maillé, si ces réenclenchements sont pratiqués sur le réseau auquel lesdites unités sont connectées. Les détails de cette aptitude font l'objet d'une coordination et d'accords sur les systèmes et réglages de protection visés à l'article 14, paragraphe 5, point b).

5. Les unités de production d'électricité de type C satisfont aux exigences suivantes concernant la reconstitution du réseau:

a) en ce qui concerne la capacité de démarrage autonome (black-start): i) elle n'est pas obligatoire, sans préjudice du droit des États membres à introduire des règles obligatoires afin d'assurer la sûreté du réseau; ii) les propriétaires d'installations de production d'électricité fournissent, à la demande du GRT compétent, une offre pour la fourniture de la capacité de démarrage autonome. Le GRT compétent peut formuler une telle demande s'il estime que la sûreté du réseau est menacée du fait d'une insuffisance de capacité de démarrage autonome dans sa zone de réglage; iii) une unité de production d'électricité disposant d'une capacité de démarrage autonome est capable, alors qu'elle est à l'arrêt, de démarrer sans alimentation électrique externe dans un délai fixé par le gestionnaire de réseau compétent en coordination avec le GRT compétent; iv) une unité de production d'électricité disposant d'une capacité de démarrage autonome est capable de se synchroniser dans les limites de fréquence fixées à l'article 13, paragraphe 1, point a), et, le cas échéant, dans les limites de tension spécifiées par le gestionnaire de réseau compétent ou à l'article 16, paragraphe 2; v) une unité de production d'électricité disposant d'une capacité de démarrage autonome est capable de compenser automatiquement les baisses de tension provoquées par la connexion d'unités de consommation; vi) une unité de production d'électricité disposant d'une capacité de démarrage autonome: — est capable de supporter la reprise de la charge par blocs de puissance, — est capable de fonctionner en modes LFSM-O et LFSM-U, comme spécifié au paragraphe 2, point c), du présent article et à l'article 13, paragraphe 2, — règle la fréquence en cas de surfréquence et de sous-fréquence, dans toute la plage de production de puissance active, entre le niveau de régulation minimal et la puissance maximale, ainsi qu'au niveau de charge correspondant à l'alimentation des auxiliaires, — est capable de fonctionner en parallèle avec un petit nombre d'unités de production d'électricité au sein d'un réseau séparé, et — règle automatiquement la tension au cours de la phase de reconstitution du réseau;

b) en ce qui concerne la capacité à participer à un réseau séparé: i) les unités de production d'électricité sont capables de participer à un réseau séparé si le gestionnaire de réseau compétent, en coordination avec le GRT compétent, l'exige et: — les limites de fréquence applicables au fonctionnement en réseau séparé sont celles fixées conformément à l'article 13, paragraphe 1, point a), — les limites de tension applicables au fonctionnement en réseau séparé sont celles fixées conformément à l'article 15, paragraphe 3, ou à l'article 16, paragraphe 2, selon le cas; ii) les unités de production d'électricité sont capables de fonctionner en mode FSM lors du fonctionnement en réseau séparé, comme indiqué au paragraphe 2, point d). En cas de surproduction d'électricité, les unités de production d'électricité sont capables de réduire la production de puissance active depuis un point de fonctionnement antérieur jusqu'à tout nouveau point de fonctionnement figurant à l'intérieur du diagramme de capacité P-Q. À cet égard, l'unité de production d'électricité est capable de réduire la production de puissance active autant que cela est intrinsèquement faisable techniquement, mais jusqu'à au minimum 55 % de sa puissance maximale; iii) la méthode de détection du passage du fonctionnement sur le réseau interconnecté à un fonctionnement en réseau séparé est convenue entre le propriétaire de l'installation de production d'électricité et le gestionnaire de réseau compétent en coordination avec le GRT compétent. La méthode de détection convenue ne s'appuie pas uniquement sur les signaux de position de l'organe de coupure du gestionnaire de réseau; iv) les unités de production d'électricité sont capables de fonctionner en modes LFSM-O et LFSM-U lors du fonctionnement en réseau séparé, comme spécifié au paragraphe 2, point c), du présent article et à l'article 13, paragraphe 2;

c) en ce qui concerne la capacité de resynchronisation rapide: i) si l'unité de production d'électricité se déconnecte du réseau, elle est capable de se resynchroniser rapidement conformément à la stratégie de protection convenue entre le gestionnaire de réseau compétent en coordination avec le GRT compétent et l'installation de production d'électricité; ii) une unité de production d'électricité dont le temps minimal de resynchronisation est supérieur à 15 minutes après sa déconnexion de toute alimentation électrique extérieure est conçue pour basculer vers un fonctionnement en îlotage sur les auxiliaires à partir de tout point de fonctionnement de son diagramme de capacité P-Q. En pareil cas, l'identification du fonctionnement en îlotage sur les auxiliaires ne repose pas uniquement sur les signaux de position de l'organe de coupure du gestionnaire de réseau; iii) les unités de production d'électricité sont capables de continuer à fonctionner à la suite du basculement vers un fonctionnement en îlotage sur les auxiliaires, indépendamment de tout raccordement auxiliaire au réseau externe. La durée minimale de fonctionnement est spécifiée par le gestionnaire de réseau compétent en coordination avec le GRT compétent, compte tenu des spécificités de la source d'énergie primaire.

6. Les unités de production d'électricité de type C satisfont aux exigences suivantes concernant la gestion générale du réseau:

a) en ce qui concerne la perte de stabilité angulaire ou la perte des régulateurs, une unité de production d'électricité est capable de se déconnecter automatiquement du réseau afin de contribuer au maintien de la sûreté du système électrique ou d'éviter d'endommager l'unité de production d'électricité. Le propriétaire de l'installation de production d'électricité et le gestionnaire de réseau compétent, en coordination avec le GRT compétent, conviennent des critères pour la détection de la perte de stabilité angulaire ou de la perte des régulateurs;

b) en ce qui concerne l'instrumentation: i) les installations de production d'électricité sont équipées d'un dispositif d'enregistrement des défauts et de suivi du comportement dynamique du réseau. Ce dispositif enregistre les paramètres suivants: — la tension, — la puissance active, — la puissance réactive, et — la fréquence. Le gestionnaire de réseau compétent a le droit de spécifier des paramètres liés à la qualité de la fourniture, et d'imposer leur respect, à condition qu'un préavis raisonnable soit donné; ii) les réglages du dispositif d'enregistrement des défauts, y compris les critères de déclenchement et les taux d'échantillonnage, sont convenus entre le propriétaire de l'installation de production d'électricité et le gestionnaire de réseau compétent en coordination avec le GRT compétent; iii) le suivi du comportement dynamique du réseau se déclenche également sur oscillations, comme spécifié par le gestionnaire de réseau compétent en coordination avec le GRT compétent, aux fins de la détection des oscillations de puissance insuffisamment amorties; iv) les dispositifs de suivi de la qualité de la fourniture et du comportement dynamique du réseau permettent au propriétaire de l'installation de production d'électricité, au gestionnaire de réseau compétent et au GRT compétent