Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation (Text with EEA relevance. )
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Règlement d’exécution (UE) 2021/280 de la Commissiondu 22 février 2021modifiant les règlements (UE) 2015/1222, (UE) 2016/1719, (UE) 2017/2195 et (UE) 2017/1485 en vue de les aligner sur le règlement (UE) 2019/943(Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE), 32021R0280, 23 février 2021
Règlement (UE) 2017/1485 de la Commissiondu 2 août 2017établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l'électricité(Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)PARTIE IDISPOSITIONS GÉNÉRALESArticle premierObjetAux fins du maintien de la sécurité d'exploitation, de la qualité de la fréquence et de l'utilisation efficace du réseau interconnecté et des ressources, le présent règlement fixe des lignes directrices détaillées sur:a)les exigences et les principes concernant la sécurité d'exploitation;b)les règles et les responsabilités en matière de coordination et d'échange de données entre les GRT, entre les GRT et les GRD, et entre les GRT ou les GRD et les USR dans la planification de l'exploitation et l'exploitation proche du temps réel;c)les règles relatives à la formation et à la certification des employés du gestionnaire de réseau;d)les exigences concernant la coordination des indisponibilités;e)les exigences applicables à la programmation entre les zones de régulation des GRT; etf)les règles visant à établir un cadre de l'Union pour le réglage fréquence-puissance et les réserves.Article 2Champ d'application1.Les règles et les exigences énoncées dans le présent règlement s'appliquent aux USR suivants:a)unités de production d'électricité existantes et nouvelles qui sont ou seraient classées dans les types B, C et D conformément à l'article 5 du règlement (UE) 2016/631 de la CommissionRèglement (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 (JO L 112 du 27.4.2016, p. 1).;b)installations de consommation existantes et nouvelles raccordées à un réseau de transport;c)réseaux de distribution fermés existants et nouveaux raccordés à un réseau de transport;d)installations de consommation existantes et nouvelles, réseaux de distribution fermés et tiers s'ils fournissent des services de participation active de la demande directement au GRT selon les critères énoncés à l'article 27 du règlement (UE) 2016/1388 de la CommissionRèglement (EU) 2016/1388 de la Commission du 17 août 2016 établissant un code de réseau sur le raccordement des réseaux de distribution et des installations de consommation (JO L 223 du 18.8.2016, p. 10).;e)les fournisseurs de redispatching d'unités de production d'électricité ou d'installations de consommation au moyen d'agrégation et les fournisseurs de réserve de puissance active conformément au titre 8 de la partie IV du présent règlement; etf)les systèmes en courant continu à haute tension (HVDC) existants et nouveaux, conformément aux critères énoncés à l'article 3, paragraphe 1, du règlement (UE) 2016/1447 de la CommissionRèglement (UE) 2016/1447 de la Commission du 26 août 2016 établissant un code de réseau relatif aux exigences applicables au raccordement au réseau des systèmes en courant continu à haute tension et des parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu (JO L 241 du 8.9.2016, p. 1)..2.Le présent règlement s'applique à tous les réseaux de transport, réseaux de distribution et interconnexions dans l'Union et aux coordinateurs régionaux en matière de sécurité, sauf les réseaux de transport et de distribution, ou des parties de ces réseaux, situés sur les territoires insulaires des États membres dont les réseaux ne sont pas exploités de manière synchrone avec la zone synchrone d'Europe continentale (CE), de Grande-Bretagne (GB), des pays nordiques, d'Irlande et d'Irlande du Nord (IE/NI) ou de la Baltique.3.Lorsqu'il existe plusieurs GRT dans un État membre, le présent règlement s'applique à tous ces GRT. Lorsqu'un GRT n'assume pas de fonction pertinente pour une ou plusieurs des obligations prévues dans le présent règlement, les États membres peuvent, dans le cadre de la réglementation nationale, décider que la responsabilité d'un GRT de s'acquitter d'une, de plusieurs ou de toutes les obligations découlant du présent règlement est assignée à un ou plusieurs GRT particuliers.4.Les GRT d'Estonie, de Lettonie et de Lituanie, aussi longtemps et dans la mesure où ils fonctionnent en mode synchrone dans une zone synchrone où tous les pays ne sont pas liés par la législation européenne, sont exemptés des dispositions énumérées à l'annexe I du présent règlement, sauf disposition contraire dans un accord de coopération avec les GRT de pays tiers fixant la base de leur coopération en ce qui concerne la sécurité d'exploitation du réseau en application de l'article 13.5.Lorsque les exigences prévues en application du présent règlement sont à établir par un gestionnaire de réseau compétent qui n'est pas un GRT, les États membres peuvent prévoir que, à sa place, le GRT est responsable de l'établissement des exigences pertinentes.Article 3Définitions1.Aux fins du présent règlement, les définitions de l'article 2 du règlement (CE) no 714/2009, de l'article 2 du règlement (UE) 2015/1222 de la CommissionRèglement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion (JO L 197 du 25.7.2015, p. 24)., de l'article 2 du règlement (UE) 2016/631, de l'article 2 du règlement (UE) 2016/1388, de l'article 2 du règlement (UE) 2016/1447, de l'article 2 du règlement (UE) 2016/1719 de la CommissionRèglement (UE) 2016/1719 de la Commission du 26 septembre 2016 établissant une ligne directrice relative à l'allocation de capacité à terme (JO L 259 du 27.9.2016, p. 42)., de l'article 2 du règlement (UE) no 543/2013 de la CommissionRèglement (UE) no 543/2013 de la Commission du 14 juin 2013 concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l'électricité et modifiant l'annexe I du règlement (CE) no 714/2009 du Parlement européen et du Conseil (JO L 163 du 15.6.2013, p. 1). concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l'électricité et de l'article 2 de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du ConseilDirective 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE (JO L 211 du 14.8.2009, p. 55). s'appliquent.2.En outre, on entend par:1)"sécurité d'exploitation"la capacité du réseau de transport à conserver un état normal ou à revenir à un état normal dès que possible, et qui se caractérise par des limites de sécurité d'exploitation;2)"contrainte"une situation dans laquelle il est nécessaire de préparer et de mettre en œuvre une action corrective afin de respecter les limites de sécurité d'exploitation;3)"situation N"la situation dans laquelle aucun élément du réseau de transport n'est indisponible à la suite d'un aléa;4)"liste des aléas"la liste des aléas à simuler afin de tester la conformité avec les limites de sécurité d'exploitation;5)"état normal"une situation dans laquelle le réseau se situe dans les limites de sécurité d'exploitation dans la situation N et après la survenue d'un aléa figurant sur la liste des aléas, compte tenu de l'effet des actions correctives possibles;6)"réserves de stabilisation de la fréquence" (FCR)les réserves de puissance active disponibles pour stabiliser la fréquence du réseau à la suite d'un déséquilibre;7)"réserves de restauration de la fréquence" (FRR)les réserves de puissance active disponibles afin de ramener la fréquence du réseau à la fréquence nominale et, dans le cas d'une zone synchrone composée de plusieurs zones RFP, de ramener la balance des échanges de puissance à la valeur programmée;8)"réserves de remplacement" (RR)les réserves de puissance active, y compris les réserves de production d'électricité, disponibles pour restaurer ou maintenir le niveau requis de FRR afin d'être préparé en cas de déséquilibres supplémentaires sur le réseau;9)"fournisseur de réserves"une entité juridique ayant une obligation légale ou contractuelle de fournir des FCR, FRR ou RR à partir d'au moins une unité ou un groupe de fourniture de réserves;10)"unité fournissant des réserves"une seule ou un groupement d'unités de production d'électricité et/ou d'unités de consommation raccordées à un point de raccordement commun satisfaisant aux exigences applicables pour fournir des FCR, FRR ou RR;11)"groupe fournissant des réserves"un groupement d'unités de production d'électricité, d'unités de consommation et/ou d'unités de fourniture de réserves raccordées à plusieurs points de raccordement et satisfaisant aux exigences applicables pour fournir des FCR, FRR ou RR;12)"zone de réglage fréquence-puissance" (zone RFP)une partie d'une zone synchrone ou l'ensemble d'une zone synchrone, délimitée physiquement par des points de mesure aux interconnexions avec d'autres zones RFP, exploitée par un ou plusieurs GRT s'acquittant des obligations de réglage fréquence-puissance;13)"délai de restauration de la fréquence"le temps maximal attendu à la suite d'un déséquilibre instantané de puissance inférieur ou égal à l'incident de référence dans lequel la fréquence du réseau revient dans la plage de restauration de la fréquence pour les zones synchrones au sein d'une seule zone RFP et, dans le cas des zones synchrones comportant plusieurs zones RFP, le temps maximal attendu à la suite d'un déséquilibre instantané de puissance pour que ce déséquilibre soit compensé;14)"critère (N-1)"la règle selon laquelle les éléments qui continuent à fonctionner à l'intérieur de la zone de contrôle d'un GRT après la survenue d'un aléa sont capables de faire face à la nouvelle situation sans enfreindre les limites de sécurité d'exploitation;15)"situation (N-1)"la situation sur le réseau de transport où un aléa figurant sur la liste des aléas est survenu;16)"réserve de puissance active"les réserves d'équilibrage disponibles pour la stabilisation de la fréquence;17)"état d'alerte"l'état du réseau dans lequel le réseau se situe dans les limites de sécurité d'exploitation mais un aléa figurant sur la liste des aléas a été détecté et, s'il survient, les actions correctives disponibles ne sont pas suffisantes pour maintenir l'état normal;18)"bloc de réglage fréquence-puissance" (bloc RFP)une partie d'une zone synchrone ou la totalité d'une zone synchrone, délimitée physiquement par des points de mesure aux interconnexions avec d'autres blocs RFP, constitués d'une ou de plusieurs zones RFP, exploitée par un ou plusieurs GRT s'acquittant des obligations de réglage fréquence-puissance;19)"écart de réglage de zone" (ACE)la somme de l'écart de réglage de la puissance (ΔP), à savoir la différence en temps réel entre la valeur effective mesurée de l'échange de puissance (P) et le programme de réglage (P0) d'une zone ou d'un bloc RFP spécifique et l'écart de réglage de la fréquence (K*Δf), à savoir le produit du facteur K et de l'écart de fréquence de cette zone ou ce bloc RFP, où l'écart de réglage de zone est égal à ΔP+K*Δf;20)"programme de réglage"une série de paramètres de réglage pour le solde des échanges de puissance d'une zone RFP ou d'un bloc RFP par les interconnexions à courant alternatif;21)"réglage de la tension"les actions de réglage manuelles ou automatiques au nœud de production d'électricité, aux nœuds terminaux des lignes de courant alternatif ou des systèmes HVDC, sur les transformateurs, ou autres éléments, destinées à maintenir la tension de consigne ou la valeur de consigne de puissance réactive;22)"état de panne généralisée (black-out)"l'état du réseau dans lequel tout ou partie du réseau de transport est interrompu;23)"aléa interne"un aléa à l'intérieur de la zone de contrôle d'un GRT, y compris les interconnexions;24)"aléa externe"un aléa à l'extérieur de la zone de contrôle d'un GRT, à l'exclusion des interconnexions, avec un facteur d'influence plus élevé que le seuil d'influence d'aléa;25)"facteur d'influence"la valeur numérique utilisée pour quantifier l'effet d'une indisponibilité d'un élément du réseau de transport situé à l'extérieur de la zone de contrôle d'un GRT à l'exclusion des interconnexions, en termes de modification des flux de puissance ou de tension provoquées par cette indisponibilité sur tout élément du réseau de transport. Plus cette valeur est élevée, plus l'effet est important;26)"seuil d'influence d'aléa"une valeur limite numérique sur la base de laquelle les facteurs d'influence sont contrôlés, la survenue d'un aléa situé à l'extérieur de la zone de contrôle d'un GRT avec un facteur d'influence supérieur au seuil d'influence d'aléa étant considérée comme ayant un impact significatif sur la zone de contrôle du GRT en question, y compris les interconnexions;27)"analyse des aléas"une simulation par ordinateur des aléas figurant sur la liste des aléas;28)"temps critique d'élimination d'un défaut"la durée maximale d'un défaut pendant laquelle le réseau de transport conserve un fonctionnement stable;29)"défaut"tous les types de courts-circuits (mono-, bi- et triphasé, avec et sans mise à la terre), un conducteur brisé, un circuit interrompu, ou une connexion intermittente, entraînant la non-disponibilité permanente de l'élément de réseau de transport touché;30)"élément de réseau de transport"tout composant du réseau de transport;31)"perturbation"tout événement non planifié qui peut avoir pour effet que le réseau de transport s'écarte de son état normal;32)"stabilité dynamique"une expression usuelle englobant la stabilité angulaire du rotor, la stabilité en fréquence et la stabilité en tension;33)"évaluation de la stabilité dynamique"l'évaluation de la sécurité d'exploitation en termes de stabilité dynamique;34)"stabilité en fréquence"la capacité du réseau de transport à maintenir une fréquence stable dans la situation N et après avoir subi une perturbation;35)"stabilité en tension"la capacité du réseau de transport à maintenir des tensions acceptables à tous les nœuds du réseau de transport dans la situation N et après avoir subi une perturbation;36)"état du réseau"l'état de fonctionnement du réseau de transport en relation avec les limites de sécurité d'exploitation: état normal, état d'alerte, état d'urgence, état de panne généralisée et état de reconstitution;37)"état d'urgence"l'état du réseau dans lequel une ou plusieurs limites de sécurité d'exploitation sont franchies;38)"état de reconstitution"l'état du réseau dans lequel l'objectif de toutes les activités sur le réseau de transport est de rétablir le fonctionnement du réseau et de maintenir la sécurité d'exploitation après l'état de panne généralisée ou l'état d'urgence;39)"aléa exceptionnel"la survenue simultanée de plusieurs aléas provoquée par une même cause;40)"écart de fréquence"la différence, négative ou positive, entre la fréquence réelle et la fréquence nominale de la zone synchrone;41)"fréquence du réseau"la fréquence électrique du réseau qui peut être mesurée en tout point de la zone synchrone, en considérant que la valeur est homogène sur l'ensemble du réseau sur une durée de quelques secondes, avec seulement des écarts minimes entre les différents points de mesure;42)"processus de restauration de la fréquence" (FRP)le processus qui vise à ramener la fréquence du réseau à la fréquence nominale et, dans le cas des zones synchrones composées de plusieurs zones RFP, le processus qui vise à ramener l'équilibre de puissance à la valeur programmée;43)"écart de réglage dans la restauration de la fréquence" (FRCE)l'écart de réglage dans le FRP qui est égal à l'ACE d'une zone RFP ou égal à l'écart de fréquence lorsque la zone RFP correspond géographiquement à la zone synchrone;44)"programme"une série de valeurs de référence représentant la production, la consommation ou l'échange d'électricité sur une période donnée;45)"facteur K" d'une zone RFP ou d'un bloc RFPune valeur exprimée en mégawatts par hertz (MW/Hz), aussi proche que possible de la somme du réglage automatique de la production, de l'autorégulation de la charge et de la contribution de la réserve de stabilisation de la fréquence, ou supérieure à cette somme, divisée par l'écart maximal de fréquence en régime permanent;46)"état local"la qualification d'un état d'alerte, d'urgence ou de panne généralisée lorsqu'il n'existe aucun risque d'extension des conséquences en dehors de la zone de contrôle, y compris les interconnexions raccordées à cette zone de contrôle;47)"écart maximal de la fréquence en régime permanent"l'écart maximal de fréquence attendu après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence dans lequel la fréquence du réseau est conçue pour rester stable;48)"zone d'observabilité"un réseau de transport d'un GRT et les parties pertinentes des réseaux de distribution et des réseaux de transport des GRT voisins sur lesquels le GRT met en œuvre une surveillance et une modélisation en temps réel afin de maintenir la sécurité d'exploitation dans sa zone de contrôle, y compris les interconnexions;49)"GRT voisins"les GRT directement raccordés par au moins une interconnexion à courant alternatif ou continu;50)"analyse de sécurité d'exploitation"l'ensemble des activités par ordinateur, manuelles et automatiques menées afin d'évaluer la sécurité d'exploitation du réseau de transport et de déterminer les actions correctives nécessaires pour maintenir cette sécurité d'exploitation;51)"indicateurs de sécurité d'exploitation"des indicateurs utilisés par les GRT pour surveiller la sécurité d'exploitation en termes des états du réseau ainsi que des défauts et perturbations qui influent sur la sécurité d'exploitation;52)"échelle de sécurité d'exploitation"l'échelle utilisée par les GRT pour surveiller la sécurité d'exploitation sur la base des indicateurs de sécurité d'exploitation;53)"essais opérationnels"les essais exécutés par un GRT ou un GRD aux fins de la maintenance, du développement de pratiques de gestion du réseau et de formation à cette gestion, et en vue d'acquérir des informations sur le comportement du réseau de transport en conditions anormales, et les essais exécutés par les USR à des fins analogues sur leurs installations;54)"aléa ordinaire"l'occurrence d'un aléa sur une seule ligne ou injection;55)"aléa hors dimensionnement"la survenue simultanée de plusieurs aléas sans cause commune, ou une perte d'unités de production d'électricité aboutissant à une perte totale de capacité de production d'électricité supérieure à celle de l'incident de référence;56)"valeur de la rampe"la vitesse de variation de la puissance active d'une unité de production d'électricité, d'une installation de consommation ou d'un système HVDC;57)"réserve de puissance réactive"la puissance réactive disponible pour le maintien de la tension;58)"incident de référence"l'écart de puissance positif ou négatif maximal survenant instantanément entre la production et la consommation dans une zone synchrone, pris en compte dans le dimensionnement des FCR;59)"stabilité angulaire du rotor"la capacité des machines synchrones de garder le synchronisme en situation-N et après avoir été soumises à une perturbation;60)"plan de sécurité"le plan qui contient une analyse des risques pour les actifs critiques d'un GRT en fonction des principales menaces physiques et informatiques, avec une évaluation des impacts potentiels;61)"limites de stabilité"les valeurs extrêmes admissibles pour l'exploitation du réseau de transport en termes de respect des limites de stabilité en tension, de stabilité angulaire du rotor et de stabilité en fréquence;62)"état de zone étendue"la qualification d'un état d'alerte, d'un état d'urgence ou d'un état de panne généralisée, lorsqu'il existe un risque de propagation aux réseaux de transport interconnectés;63)"plan de défense du réseau"les mesures techniques et organisationnelles à prendre afin d'empêcher la propagation ou l'aggravation d'une perturbation sur le réseau de transport, afin d'éviter une perturbation avec état de zone étendue et un état de panne généralisée;64)"topologie"les données concernant la connectivité des différents éléments du réseau de transport ou de distribution dans un poste électrique, y compris la configuration électrique et la position des disjoncteurs et des sectionneurs;65)"surcharges transitoires admissibles"les surcharges temporaires d'éléments du réseau de transport qui sont autorisées pendant une durée limitée et n'entraînent pas de dommage physique aux éléments du réseau de transport pour autant que la durée et les seuils fixés soient respectés;66)"ligne d'interconnexion virtuelle"une donnée supplémentaire pour les régulateurs des zones RFP concernés qui a le même effet qu'une valeur mesurée sur une interconnexion physique et permet l'échange d'énergie électrique entre les zones respectives;67)"systèmes de transport flexibles en courant alternatif" (FACTS)les équipements du réseau de transport de l'électricité en courant alternatif qui permettent d'améliorer son réglage et d'accroître sa capacité de transfert de puissance active;68)"adéquation"la capacité des injections dans une zone à satisfaire la demande dans cette zone;69)"programme externe compensé agrégé"un programme représentant le bilan d'agrégation de tous les programmes externes de GRT et programmes d'échanges commerciaux externes entre deux zones de programmation ou entre une zone de programmation et un groupe d'autres zones de programmation;70)"plan de disponibilité"la combinaison de tous les états de disponibilité planifiés d'un actif pertinent pendant une durée donnée;71)"état de disponibilité"la capacité d'une unité de production d'électricité, d'un élément de réseau ou d'une installation de consommation à fournir un service pendant une durée donnée, qu'il soit ou non en service;72)"proche du temps réel"le laps de temps, inférieur à quinze minutes, entre la fermeture du dernier guichet infrajournalier et le temps réel;73)"programme de consommation"un programme représentant la consommation d'une installation de consommation ou d'un groupe d'installations de consommation;74)"environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation"l'ensemble des programmes d'application et des équipements développés afin de permettre le stockage, l'échange et la gestion des données utilisées pour les processus de planification de l'exploitation entre les GRT;75)"programme d'échanges commerciaux extérieurs"un programme représentant les échanges commerciaux d'électricité entre acteurs du marché dans différentes zones de programmation;76)"programme extérieur de GRT"un programme représentant les échanges d'électricité entre GRT dans différentes zones de programmation;77)"indisponibilité fortuite"le retrait non planifié d'un actif pertinent, pour une raison urgente en dehors du contrôle de l'exploitant de l'actif concerné;78)"programme de production d'électricité"un programme représentant la production d'électricité d'une unité de production d'électricité ou d'un groupe d'unités de production d'électricité:79)"programme d'échanges commerciaux intérieurs"un programme représentant les échanges commerciaux d'électricité entre différents acteurs du marché à l'intérieur d'une zone de programmation;80)"actif interne pertinent"un actif pertinent qui fait partie d'une zone de contrôle d'un GRT ou un actif pertinent situé dans un réseau de distribution, y compris un réseau fermé de distribution, raccordé directement ou indirectement à la zone de contrôle de ce GRT;81)"position nette des échanges en courant alternatif d'une zone"le solde agrégé de tous les programmes des échanges extérieurs en courant alternatif d'une zone;82)"zone de coordination des indisponibilités"un ensemble de zones de réglage pour lesquelles les GRT définissent des procédures aux fins de la surveillance et, lorsque nécessaire, de la coordination de l'état de disponibilité des actifs pertinents pour toutes les échéances;83)"installation de consommation pertinente"une installation de consommation qui participe à la coordination des indisponibilités et dont l'état de disponibilité influence la sécurité d'exploitation transfrontalière;84)"actif pertinent"toute installation de consommation pertinente, toute unité de production d'électricité pertinente, ou tout élément de réseau pertinent participant à la coordination des indisponibilités;85)"élément de réseau pertinent"tout composant d'un réseau de transport ou d'un réseau de distribution, y compris un réseau fermé de distribution, tel qu'une ligne individuelle, un circuit individuel, un transformateur individuel, un transformateur déphaseur individuel, ou un dispositif de compensation de la tension, qui participe à la coordination des indisponibilités et dont l'état de disponibilité influence la sécurité d'exploitation transfrontalière;86)"incompatibilité dans la planification des indisponibilités"l'état dans lequel une combinaison, d'une part, de l'état de disponibilité d'un ou de plusieurs éléments de réseau pertinents, d'une ou de plusieurs unités de production d'électricité, et/ou d'une ou de plusieurs installations de consommation et, d'autre part, de la meilleure estimation de la situation du réseau d'électricité prévue résulte en une violation des limites de sécurité d'exploitation, compte tenu des actions correctives non coûteuses dont dispose le GRT;87)"responsable de la planification des indisponibilités"une entité chargée de planifier l'état de disponibilité d'une unité de production d'électricité pertinente, d'une installation de consommation pertinente ou d'un élément de réseau pertinent;88)"unité de production d'électricité pertinente"une unité de production d'électricité qui participe à la coordination des indisponibilités et dont l'état de disponibilité influence la sûreté opérationnelle transfrontalière;89)"coordinateur de sécurité régional" (CSR)l'entité ou les entités, détenues ou contrôlées par les GRT, dans une ou plusieurs régions de calcul de la capacité, qui exécutent des tâches liées à la coordination régionale des GRT;90)"responsable de la programmation"l'entité ou les entités chargées de fournir les programmes émanant des acteurs du marché aux GRT ou, le cas échéant, à des tiers;91)"zone de programmation"une zone au sein de laquelle les obligations du GRT relatives à la programmation s'appliquent, du fait de nécessités opérationnelles ou organisationnelles;92)"à une semaine"la semaine qui précède la semaine civile d'exploitation;93)"à un an"l'année qui précède l'année civile d'exploitation;94)"GRT affecté"un GRT ayant besoin, aux fins de l'analyse et du maintien de la sûreté d'exploitation, d'informations sur les échanges de réserves et/ou le partage de réserves et/ou les processus de compensation des déséquilibres et/ou les processus d'activation transfrontalière;95)"capacité de réserve"le volume de FCR, FRR ou RR dont doit disposer le GRT;96)"échange de réserves"la possibilité pour un GRT d'accéder à la capacité de réserve raccordée à une autre zone RFP, un autre bloc RFP ou une autre zone synchrone, afin de respecter ses exigences en matière de réserves découlant de son processus de dimensionnement des réserves, qu'il s'agisse de FCR, de FRR, ou de RR, cette capacité de réserve étant destinée exclusivement à ce GRT et n'étant prise en compte par aucun autre GRT afin de respecter ses exigences en matière de réserves découlant de son processus de dimensionnement des réserves;97)"partage de réserves"un mécanisme dans lequel plusieurs GRT prennent en compte une même capacité de réserve, qu'il s'agisse de FCR, FRR ou RR, afin de respecter leurs exigences respectives en matière de réserves découlant de leur processus de dimensionnement des réserves;98)"durée de déclenchement de l'état d'alerte"le temps qui s'écoule avant que l'état d'alerte ne devienne actif;99)"FRR automatiques"des FRR qui peuvent être activées par un dispositif de régulation automatique;100)"délai d'activation des FRR automatiques"le temps qui s'écoule entre la fixation d'une nouvelle consigne par le régulateur de restauration de la fréquence et le démarrage de la fourniture physique des FRR automatiques;101)"temps d'activation complète des FRR automatiques"le temps qui s'écoule entre la fixation d'une nouvelle consigne par le régulateur de restauration de la fréquence et l'activation ou désactivation correspondante des FRR automatiques;102)"données moyennes relatives à un FRCE"l'ensemble de données constitué par la valeur moyenne des FRCE instantanés enregistrés dans une zone RFP ou un bloc RFP au cours d'une période mesurée donnée;103)"GRT fournisseur de la capacité de réglage"le GRT qui déclenche l'activation de sa capacité de réserve pour un GRT destinataire de la capacité de réglage dans les conditions prévues dans un accord pour le partage de réserves;104)"GRT destinataire de la capacité de réglage"le GRT qui calcule la capacité de réserve en tenant compte de la capacité de réserve qui est accessible auprès d'un GRT fournisseur de la capacité de réglage dans les conditions prévues dans un accord pour le partage de réserves;105)"processus d'application des critères"le processus de calcul des paramètres cibles de la zone synchrone, du bloc RFP et de la zone RFP, sur la base des données obtenues dans le cadre du processus de collecte et de fourniture des données;106)"processus de collecte et de fourniture des données"le processus de collecte de l'ensemble de données nécessaires pour appliquer les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence;107)"processus d'activation transfrontalière des FRR"un processus convenu entre les GRT y prenant part, qui permet d'activer les FRR raccordées dans une zone RFP différente en corrigeant en conséquence la contribution des FRP entrant en jeu;108)"processus d'activation transfrontalière des RR"un processus convenu entre les GRT y prenant part, qui permet d'activer les RR raccordées dans une zone RFP différente en corrigeant en conséquence la contribution du RRP entrant en jeu;109)"incident dimensionnant"le déséquilibre de puissance active survenant instantanément le plus élevé envisagé au sein d'un bloc RFP, dans le sens positif et négatif;110)"écart temporel électrique"l'écart de temps entre le temps synchrone et le temps universel coordonné (UTC);111)"écart de fréquence correspondant à l'activation complète des FCR"la valeur nominale de la variation de fréquence à laquelle les FCR d'une zone synchrone sont activées complètement;112)"temps d'activation complète des FCR"la période qui s'écoule entre la survenue d'un incident de référence et l'activation complète correspondante des FCR;113)"FCR soumises à obligation"la partie ou la totalité de la réserve FCR dont un GRT est responsable;114)"processus de stabilisation de la fréquence"ou FCP: un processus qui vise à stabiliser la fréquence du réseau en compensant les déséquilibres à l'aide de réserves appropriées;115)"processus de couplage de la fréquence"un processus convenu entre tous les GRT de deux zones synchrones, qui permet de relier l'activation des FCR en adaptant les flux HVDC entre les zones synchrones;116)"paramètre de définition de la qualité de la fréquence"les principales variables de la fréquence du réseau qui définissent les principes de la qualité de la fréquence;117)"paramètre cible de la qualité de la fréquence"la principale cible pour la fréquence du réseau en fonction de laquelle le comportement des processus d'activation des FCR, FRR et RR est évalué dans l'état normal;118)"critères d'évaluation de la qualité de la fréquence"un ensemble de calculs fondés sur des mesures de la fréquence du réseau qui permet d'évaluer la qualité de la fréquence du réseau au regard des paramètres cibles de la qualité de la fréquence;119)"données d'évaluation de la qualité de la fréquence"l'ensemble de données qui permet de calculer les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence;120)"plage de rétablissement de la fréquence"la plage de fréquences du réseau dans laquelle il est prévu que la fréquence du réseau revienne, dans les zones synchrones GB et IE/NI, après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence, dans le délai de rétablissement de la fréquence;121)"délai de rétablissement de la fréquence"pour les zones synchrones GB et IE/NI, la durée maximale envisagée après la survenue d'un déséquilibre inférieur ou égal à l'incident de référence, à l'issue de laquelle la fréquence du réseau revient à l'écart de fréquence maximale en régime permanent;122)"plage de restauration de la fréquence"la plage de fréquences du réseau dans laquelle il est prévu que la fréquence du réseau revienne, dans les zones synchrones GB, IE/NI et pays nordiques, après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence dans le temps nécessaire pour restaurer la fréquence;123)"paramètres cibles du FRCE"les principales variables cibles d'un bloc RFP sur la base desquelles les critères de dimensionnement applicables aux FRR et RR du bloc RFP sont déterminés et évalués, et qui sont utilisées pour refléter le comportement du bloc RFP en fonctionnement normal;124)"échanges de puissance pour la restauration de la fréquence"la puissance échangée entre des zones RFP dans le cadre du processus d'activation transfrontalière des FRR;125)"valeur de consigne de la fréquence"la valeur cible de la fréquence utilisée dans le cadre du FRP, égale à la somme de la fréquence nominale du réseau et d'une valeur correctrice nécessaire pour réduire un écart temporel électrique;126)"exigences de disponibilité des FRR"un ensemble d'exigences définies par les GRT d'un bloc RFP au sujet de la disponibilité des FRR;127)"règles de dimensionnement des FRR"les spécifications du processus de dimensionnement des FRR d'un bloc RFP;128)"processus de compensation des déséquilibres"un processus convenu entre les GRT qui permet d'éviter l'activation simultanée de FRR dans des sens opposés en tenant compte des FRCE respectifs et des FRR activées, et en corrigeant en conséquence la contribution des FRP mis en œuvre;129)"échanges de puissance pour la compensation des déséquilibres"la puissance échangée entre des zones RFP dans le cadre du processus de compensation des déséquilibres;130)"FCR soumises à une obligation initiale"le volume de réserves FCR allouées à un GRT sur la base d'une clé de répartition;131)"données instantanées sur la fréquence"un ensemble de mesures relatives à la fréquence générale du réseau pour la zone synchrone, la période de mesure étant égale ou inférieure à une seconde, utilisées pour l'évaluation de la qualité de la fréquence;132)"écart instantané de la fréquence"un ensemble de mesures relatives à la fréquence globale du réseau pour la zone synchrone, la période de mesure étant égale ou inférieure à une seconde, utilisées pour l'évaluation de la qualité de la fréquence;133)"données instantanées sur un FRCE"un ensemble de données relatives à un FRCE d'un bloc RFP, la période de mesure étant égale ou inférieure à dix secondes, utilisées pour l'évaluation de la qualité de la fréquence;134)"plage du FRCE de niveau 1"la première plage utilisée pour l'évaluation de la qualité de la fréquence au niveau d'un bloc RFP, dans laquelle le FRCE devrait être maintenu pendant un certain pourcentage de temps;135)"plage du FRCE de niveau 2"la seconde plage utilisée pour l'évaluation de la qualité de la fréquence au niveau d'un bloc RFP, dans laquelle le FRCE devrait être maintenu pendant un certain pourcentage de temps;136)"accord d'exploitation de bloc RFP"un accord multipartite entre les GRT d'un bloc RFP si ce bloc est exploité par plusieurs GRT, et une méthodologie opérationnelle pour le bloc RFP adoptée unilatéralement par le GRT compétent si ce bloc est géré par un seul GRT;137)"échanges de puissance de remplacement"la puissance échangée entre des zones RFP dans le cadre du processus d'activation transfrontalière des RR;138)"déséquilibres d'un bloc RFP"la somme des FRCE et des FRR et RR activées au sein d'un bloc RFP et des échanges de puissance pour la compensation des déséquilibres, des échanges de puissance pour la restauration de la fréquence et des échanges de puissance pour le remplacement réalisés par un bloc RFP avec d'autres blocs RFP;139)"superviseur de bloc RFP"un GRT chargé de collecter les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence et de les appliquer au bloc RFP;140)"structure du réglage fréquence-puissance"la structure de base qui englobe tous les aspects pertinents du réglage fréquence-puissance, en particulier en ce qui concerne les responsabilités et les obligations respectives, ainsi que les types de réserves de puissance active et leur finalité;141)"structure de la responsabilité des processus"la structure qui détermine les responsabilités et les obligations relatives aux réserves de puissance active fondées sur la structure du réglage de la zone synchrone;142)"structure d'activation des processus"la structure qui définit les catégories des processus relatifs aux différents types de réserves de puissance active en termes de finalité et d'activation;143)"temps d'activation complète des FRR manuelles"le temps qui s'écoule entre la modification d'une consigne et l'activation ou désactivation correspondante des FRR manuelles;144)"écart maximal de la fréquence instantanée"la plus grande valeur absolue attendue d'un écart instantané de fréquence après la survenue d'un déséquilibre égal ou inférieur à l'incident de référence, au-delà de laquelle des mesures d'urgence sont activées;145)"zone de surveillance"une partie d'une zone synchrone ou l'ensemble d'une zone synchrone, délimitée physiquement par des points de mesure aux interconnexions avec d'autres zones de surveillance, exploitée par un ou plusieurs GRT investis des obligations liées à une zone de surveillance;146)"préqualification"le processus qui consiste à vérifier la conformité d'une unité fournissant des réserves ou d'un groupe fournissant des réserves avec les exigences fixées par le GRT;147)"période de rampe"la période définie par un point de départ fixe et une durée au cours de laquelle l'injection et/ou la production de puissance active seront augmentées ou diminuées;148)"GRT ordonnant l'activation des réserves"le GRT chargé de donner comme instruction à l'unité fournissant des réserves ou au groupe fournissant des réserves d'activer les FRR et/ou les RR;149)"GRD de raccordement des réserves"le GRD responsable d'un réseau de distribution auquel est raccordé(e) une unité fournissant des réserves ou un groupe fournissant des réserves à un GRT;150)"GRT de raccordement des réserves"le GRT responsable d'une zone de surveillance à laquelle est raccordé(e) une unité fournissant des réserves ou un groupe fournissant des réserves;151)"GRT destinataire des réserves"le GRT qui prend part à un échange avec un GRT de raccordement des réserves et/ou une unité fournissant des réserves ou un groupe fournissant des réserves raccordé(e) à une autre zone de surveillance ou zone RFP;152)"processus de remplacement des réserves" ou "RRP"un processus qui permet de restaurer les FRR activées et, pour les zones GB et IE/NI, de restaurer les FCR activées;153)"exigences de disponibilité des RR"un ensemble d'exigences définies par les GRT d'un bloc RFP au sujet de la disponibilité des RR;154)"règles de dimensionnement des RR"les spécifications du processus de dimensionnement des RR d'un bloc RFP;155)"plage de fréquence standard"un intervalle symétrique fixe situé autour de la fréquence nominale, dans lequel la fréquence du réseau d'une zone synchrone est présumée être exploitée;156)"écart de fréquence standard"la valeur absolue de l'écart de fréquence qui limite la plage de fréquence standard;157)"écart de fréquence en régime permanent"la valeur absolue de la variation de fréquence qui se produit après un déséquilibre, une fois que la fréquence du réseau est stabilisée;158)"superviseur de zone synchrone"un GRT chargé de collecter les critères d'évaluation de la qualité de la fréquence et de les appliquer à la zone synchrone;159)"processus de réglage temporel"un processus qui permet le réglage temporel, à savoir une action effectuée pour ramener l'écart de temps électrique entre le temps synchrone et le temps universel coordonné (UTC) à zéro.Article 4Objectifs et aspects réglementaires1.Le présent règlement vise à:a)déterminer des exigences et principes communs en matière de sécurité d'exploitation;b)déterminer des principes communs pour la planification de l'exploitation sur le réseau interconnecté;c)déterminer les processus communs de réglage fréquence-puissance et des structures de réglage communes;d)assurer les conditions du maintien de la sécurité d'exploitation dans toute l'Union;e)assurer les conditions du maintien du niveau de qualité de la fréquence dans toutes les zones synchrones de l'Union;f)promouvoir la coordination de l'exploitation du réseau et de la planification de l'exploitation;g)assurer et renforcer la transparence et la fiabilité des informations sur la gestion du réseau de transport;h)contribuer à la gestion et au développement efficaces du réseau de transport de l'électricité et du secteur électrique dans l'Union;2.Aux fins de l'application du présent règlement, les États membres, les autorités compétentes et les gestionnaires de réseau:a)appliquent les principes de proportionnalité et de non-discrimination;b)veillent à la transparence;c)appliquent le principe d'optimisation entre l'efficacité globale maximale et les coûts totaux minimaux pour toutes les parties concernées;d)veillent à ce que les GRT utilisent dans toute la mesure du possible des mécanismes fondés sur le marché, afin de garantir la sécurité et la stabilité du réseau;e)respectent la responsabilité assignée au GRT compétent afin d'assurer la sécurité du réseau, y compris selon les dispositions de la législation nationale;f)consultent les GRD compétents et tiennent compte des incidences potentielles sur leur réseau; etg)prennent en considération les normes et spécifications techniques européennes convenues.Article 5Modalités et conditions ou méthodologies des GRT1.Les GRT définissent les modalités et conditions ou les méthodologies requises par le présent règlement et les soumettent pour approbation à l’Agence en application de l’article 6, paragraphe 2, aux autorités de régulation compétentes en application de l’article 6, paragraphe 3, ou à l’entité désignée par l’État membre en application de l’article 6, paragraphes 4 et 5, dans les délais respectifs fixés par le présent règlement. Dans des circonstances exceptionnelles, notamment lorsqu’un délai ne peut être respecté en raison de circonstances qui ne sont pas du ressort des GRT, les délais applicables aux modalités et conditions ou aux méthodologies peuvent être prolongés par l’Agence pour les procédures visées à l’article 6, paragraphe 2, conjointement par toutes les autorités de régulation compétentes pour les procédures visées à l’article 6, paragraphe 3, et par l’autorité de régulation compétente pour les procédures visées à l’article 6, paragraphes 4 et 5.2.Lorsqu’une proposition de modalités et conditions ou de méthodologies en application du présent règlement doit être définie et approuvée par plusieurs GRT, les GRT participants coopèrent étroitement. Les GRT, assistés de l’ENTSO pour l’électricité, informent régulièrement les autorités de régulation et l’Agence des progrès accomplis dans la définition de ces modalités et conditions ou de ces méthodologies.3.Lorsque les GRT statuant sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies visées à l’article 6, paragraphe 2, ne parviennent pas à un accord, ils statuent à la majorité qualifiée. La majorité qualifiée pour les propositions visées à l’article 6, paragraphe 2, correspond à une majorité:a)de GRT représentant au moins 55 % des États membres; etb)de GRT représentant des États membres comprenant au moins 65 % de la population de l’Union.4.La minorité de blocage pour les décisions relatives aux propositions de modalités et conditions ou de méthodologies visées à l’article 6, paragraphe 2, doit inclure des GRT représentant au moins quatre États membres, faute de quoi la majorité qualifiée est réputée acquise.5.Lorsque les GRT statuant sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies visées à l’article 6, paragraphe 3, ne parviennent pas à un accord et que les régions concernées sont composées de plus de cinq États membres, les GRT statuent à la majorité qualifiée. La majorité qualifiée pour les propositions visées à l’article 6, paragraphe 3, correspond à une majorité:a)de GRT représentant au moins 72 % des États membres concernés; etb)de GRT représentant des États membres comprenant au moins 65 % de la population de la région concernée.6.La minorité de blocage pour les décisions relatives aux propositions de modalités et conditions ou de méthodologies visées à l’article 6, paragraphe 3, doit inclure au moins le nombre minimum de GRT représentant plus de 35 % de la population des États membres participants, plus les GRT représentant au moins un État membre supplémentaire concerné, faute de quoi la majorité qualifiée est réputée acquise.7.Les GRT qui statuent sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies visées à l’article 6, paragraphe 3, et portant sur des régions composées de cinq États membres ou moins, décident par consensus.8.Pour les décisions des GRT relatives aux propositions de modalités et conditions ou de méthodologies visées aux paragraphes 3 et 5, une seule voix est attribuée par État membre. S’il existe plusieurs GRT sur le territoire d’un État membre, cet État membre répartit les droits de vote entre les GRT.9.Si les GRT ne soumettent pas aux autorités de régulation ou à l’Agence en application des articles 6 et 7, ou aux entités désignées par les États membres en application de l’article 6, paragraphe 4, une proposition initiale ou modifiée concernant les modalités et conditions ou les méthodologies, dans les délais fixés par le présent règlement, ils communiquent à l’entité désignée, aux autorités de régulation compétentes et à l’Agence les projets correspondants de modalités et conditions ou de méthodologies, en précisant les raisons qui ont empêché la conclusion d’un accord. L’Agence, toutes les autorités de régulation compétentes conjointement, ou l’entité désignée compétente prennent les mesures appropriées en vue de l’adoption des modalités et conditions ou des méthodologies requises, conformément à l’article 6, par exemple en demandant la modification ou la révision et l’achèvement des projets conformément au présent paragraphe, y compris lorsque aucun projet n’a été soumis, et les approuvent.Article 6Approbation des modalités et conditions ou des méthodologies des GRT1.Chaque autorité de régulation ou, le cas échéant, l’Agence, selon le cas, approuve les modalités et conditions ou les méthodologies élaborées par les GRT en application des paragraphes 2 et 3. L’entité désignée par l’État membre approuve les modalités et conditions ou les méthodologies élaborées par les GRT en application du paragraphe 4. L’entité désignée est l’autorité de régulation, sauf disposition contraire prise par l’État membre. Avant d’approuver les modalités et conditions ou les méthodologies, l’autorité de régulation, l’Agence ou l’entité désignée révisent les propositions si nécessaire, après avoir consulté les GRT respectifs, afin de s’assurer qu’elles sont conformes à la finalité du présent règlement et qu’elles contribuent à l’intégration du marché, à l’absence de discrimination, à une concurrence effective et au fonctionnement efficace du marché.2.Les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies suivantes et chacune de leurs modifications sont soumises à l’approbation de l’Agence, et un État membre peut rendre un avis sur celles-ci à l’autorité de régulation concernée:a)exigences organisationnelles, rôles et responsabilités clés pour les échanges de données liées à la sécurité d’exploitation conformément à l’article 40, paragraphe 6;b)méthodologie pour l’établissement des modèles de réseaux communs conformément à l’article 67, paragraphe 1, et à l’article 70;c)méthodologie pour l’analyse coordonnée de sécurité d’exploitation conformément à l’article 75.3.Les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies suivantes et chacune de leurs modifications sont soumises à l’approbation de toutes les autorités de régulation de la région concernée, et un État membre peut rendre un avis sur celles-ci à l’autorité de régulation concernée:a)méthodologie applicable à chaque zone synchrone pour la définition de l’inertie minimale conformément à l’article 39, paragraphe 3, point b);b)dispositions communes applicables à chaque région de calcul de la capacité aux fins de la gestion régionale de la sécurité d’exploitation conformément à l’article 76;c)méthodologie, au moins pour chaque zone synchrone, d’évaluation de la pertinence des actifs pour la coordination des indisponibilités conformément à l’article 84;d)méthodologies, conditions et valeurs incluses dans les accords d’exploitation de zone synchrone énumérés à l’article 118 en ce qui concerne:i)les paramètres de définition de la qualité de la fréquence et le paramètre cible de la qualité de la fréquence conformément à l’article 127;ii)les règles de dimensionnement applicables aux réserves FCR, conformément à l’article 153;iii)les propriétés complémentaires des FCR, conformément à l’article 154, paragraphe 2;iv)pour les zones synchrones GB et IE/NI, les mesures visant à assurer la reconstitution des réservoirs d’énergie, conformément à l’article 156, paragraphe 6, point b);v)pour les zones synchrones CE et pays nordiques, la période d’activation minimale à assurer par les fournisseurs de FCR, conformément à l’article 156, paragraphe 10;vi)pour les zones synchrones CE et pays nordiques, les hypothèses et la méthodologie pour une analyse des coûts et bénéfices conformément à l’article 156, paragraphe 11;vii)pour les zones synchrones autres que la zone CE et, s’il y a lieu, les limites applicables aux échanges de réserves FCR entre GRT, conformément à l’article 163, paragraphe 2;viii)pour les zones synchrones GB et IE/NI, la méthodologie pour la fourniture minimale de capacité de réserve FCR entre zones synchrones, conformément à l’article 174, paragraphe 2, point b);ix)les limites au volume d’échange de FRR entre zones synchrones, conformément à l’article 176, paragraphe 1, et les limites au volume de partage de FRR entre zones synchrones, conformément à l’article 177, paragraphe 1;x)les limites au volume d’échange de RR entre zones synchrones, conformément à l’article 178, paragraphe 1, et les limites au volume de partage de RR entre zones synchrones, conformément à l’article 179, paragraphe 1;e)méthodologies et conditions incluses dans les accords d’exploitation de bloc RFP visés à l’article 119 en ce qui concerne:i)les restrictions de rampe pour la production de puissance active, conformément à l’article 137, paragraphes 3 et 4;ii)les actions de coordination destinées à réduire le FRCE, définies conformément à l’article 152, paragraphe 14;iii)les mesures de réduction du FRCE consistant à exiger la modification de la production ou de la consommation de puissance active des unités de production d’électricité et des unités de consommation, conformément à l’article 152, paragraphe 16;iv)les règles de dimensionnement des FRR, conformément à l’article 157, paragraphe 1;f)mesures d’atténuation par zone synchrone ou bloc RFP conformément à l’article 138;g)proposition commune par zone synchrone pour la détermination des blocs RFP conformément à l’article 141, paragraphe 2.4.Sauf disposition contraire de l’État membre, les modalités et conditions ou les méthodologies suivantes et chacune de leurs modifications sont soumises à l’approbation individuelle de l’entité désignée conformément au paragraphe 1 par l’État membre:a)pour les zones synchrones GB et IE/NI, la proposition de chaque GRT spécifiant le niveau de perte de consommation auquel le réseau de transport se trouve s’il est en état de panne généralisée;b)le champ de l’échange de données avec les GRD et les USR conformément à l’article 40, paragraphe 5;c)les exigences supplémentaires applicables aux groupes qui fournissent des FCR conformément à l’article 154, paragraphe 3;d)l’exclusion des groupes qui fournissent des FCR de la fourniture de FCR en application de l’article 154, paragraphe 4;e)pour les zones synchrones CE et pays nordiques, la proposition concernant la période intermédiaire d’activation minimale à assurer par les fournisseurs de FCR sur proposition du GRT conformément à l’article 156, paragraphe 9;f)les exigences techniques applicables aux FRR définies par le GRT conformément à l’article 158, paragraphe 3;g)l’exclusion des groupes qui fournissent des FRR de la fourniture de FRR en application de l’article 159, paragraphe 7;h)les exigences techniques applicables au raccordement des unités fournissant des RR et des groupes fournissant des RR définies par le GRT conformément à l’article 161, paragraphe 3; eti)l’exclusion des groupes fournissant des RR de la fourniture de RR en application de l’article 162, paragraphe 6.5.Lorsqu’un gestionnaire de réseau individuel concerné ou un GRT individuel concerné a l’obligation ou l’autorisation, sur la base du présent règlement, de définir ou d’approuver des exigences qui ne sont pas soumises au paragraphe 4, les États membres peuvent imposer l’approbation préalable de ces exigences et de chacune de leurs modifications par l’autorité de régulation compétente.6.Les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies comprennent un calendrier de mise en œuvre et une description de l’effet attendu au regard des objectifs du présent règlement. Les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies soumises à l’approbation de plusieurs autorités de régulation en application du paragraphe 3 sont soumises à l’Agence dans un délai d’une semaine à compter de leur soumission aux autorités de régulation. Les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies soumises à l’approbation d’une entité désignée en application du paragraphe 4 peuvent être soumises à l’Agence dans le mois suivant leur soumission, à la discrétion de l’entité désignée; en revanche, elles sont communiquées à l’Agence à sa demande, à des fins d’information, conformément à l’article 3, paragraphe 2, du règlement (UE) 2019/942, si celle-ci estime que la proposition a une incidence transfrontière. À la demande des autorités de régulation compétentes, l’Agence émet un avis dans les 3 mois sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies.7.Lorsque l’approbation des modalités et conditions ou des méthodologies en application du paragraphe 3 ou leur modification conformément à l’article 7 nécessite une décision de plusieurs autorités de régulation en application du paragraphe 3, les autorités de régulation compétentes se consultent, coopèrent et se coordonnent étroitement afin de parvenir à un accord. Lorsque l’Agence émet un avis, les autorités de régulation compétentes tiennent compte de cet avis. Les autorités de régulation ou, si elle est compétente, l’Agence, statuent sur les modalités et conditions ou les méthodologies soumises, en application des paragraphes 2 et 3, dans un délai de 6 mois à compter de la réception des modalités et conditions ou des méthodologies par l’Agence ou l’autorité de régulation ou, le cas échéant, par la dernière autorité de régulation concernée. Le délai commence à courir le jour suivant celui où la proposition a été soumise à l’Agence en application du paragraphe 2, ou à la dernière autorité de régulation concernée en application du paragraphe 3.8.Si les autorités de régulation ne sont pas parvenues à un accord dans le délai visé au paragraphe 7 ou à leur demande conjointe, ou à la demande de l’Agence conformément à l’article 5, paragraphe 3, troisième alinéa, du règlement (UE) 2019/942, cette dernière, conformément à l’article 5, paragraphe 3, et à l’article 6, paragraphe 10, deuxième alinéa, du règlement (UE) 2019/942, adopte une décision, dans un délai de 6 mois, sur les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies soumises.9.Lorsque l’approbation des modalités et conditions ou des méthodologies nécessite une décision d’une seule entité désignée en application du paragraphe 4 ou de l’autorité de régulation compétente en application du paragraphe 5, l’entité désignée ou l’autorité de régulation compétente rend sa décision dans les 6 mois suivant la réception des modalités et conditions ou des méthodologies. Le délai commence à courir le jour suivant celui où la proposition a été soumise à l’entité désignée en application du paragraphe 4 ou à l’autorité de régulation compétente en application du paragraphe 5.10.Toute partie peut faire valoir un grief contre un gestionnaire de réseau concerné ou un GRT concerné en relation avec les obligations qui incombent à ces derniers ou avec leurs décisions en vertu du présent règlement et peut déposer sa plainte auprès de l’autorité de régulation qui, agissant en tant qu’autorité de règlement des litiges, statue dans les 2 mois à compter de la réception de la plainte. Ce délai peut être prorogé de 2 mois supplémentaires lorsque l’autorité de régulation demande des informations complémentaires. Une nouvelle prolongation de ce délai est possible moyennant l’accord du plaignant. La décision de l’autorité de régulation est contraignante, sauf appel et jusqu’à l’annulation de ladite décision.Article 7Modifications des modalités et conditions ou des méthodologies des GRT1.Si l’Agence, ou toutes les autorités de régulation compétentes conjointement, demandent une modification avant d’approuver les modalités et conditions ou les méthodologies soumises en application de l’article 6, paragraphes 2 et 3, respectivement, les GRT concernés soumettent pour approbation, dans un délai de 2 mois à compter de la demande de l’Agence ou des autorités de régulation, une proposition de modification des modalités et conditions ou des méthodologies. L’Agence ou les autorités de régulation compétentes statuent sur la version modifiée des modalités et conditions ou des méthodologies dans un délai de 2 mois à compter de sa soumission.2.Lorsqu’une entité désignée demande une modification avant d’approuver les modalités et conditions ou les méthodologies soumises en application de l’article 6, paragraphe 4, ou que l’autorité de régulation compétente demande une modification avant d’approuver les exigences soumises en application de l’article 6, paragraphe 5, le GRT concerné soumet une proposition de modification des modalités et conditions ou des méthodologies ou des exigences, pour approbation, dans un délai de 2 mois à compter de la demande de l’entité désignée ou de l’autorité de régulation compétente. L’entité désignée ou l’autorité de régulation compétente statuent sur la version modifiée des modalités et conditions ou des méthodologies dans un délai de 2 mois à compter de sa soumission.3.Si les autorités de régulation compétentes ne sont pas parvenues à un accord sur les modalités et conditions ou les méthodologies en application de l’article 6, paragraphes 2 et 3, dans le délai de 2 mois, ou à leur demande conjointe, ou à la demande de l’Agence en application de l’article 5, paragraphe 3, troisième alinéa, du règlement (UE) 2019/942, cette dernière, conformément à l’article 5, paragraphe 3, et à l’article 6, paragraphe 10, deuxième alinéa, du règlement (UE) 2019/942, prend, dans un délai de 6 mois, une décision sur la modification des modalités et conditions ou des méthodologies. Si les GRT concernés ne soumettent pas de proposition modifiée de modalités et conditions ou de méthodologies, la procédure prévue à l’article 5, paragraphe 9, s’applique.4.L’Agence ou les autorités de régulation ou les entités désignées, lorsqu’elles sont responsables de l’adoption des modalités et conditions ou des méthodologies en application de l’article 6, paragraphes 2, 3 et 4, peuvent, respectivement, demander des propositions de modification de ces modalités et conditions ou de ces méthodologies et fixer un délai pour la soumission de ces propositions. Les GRT responsables de l’élaboration d’une proposition de modalités et conditions ou de méthodologies peuvent proposer des modifications aux autorités de régulation et à l’Agence. Les propositions de modification des modalités et conditions ou des méthodologies font l’objet d’une consultation si celle-ci est requise en vertu de la procédure énoncée à l’article 11, et elles sont approuvées conformément à la procédure énoncée aux articles 5 et 6.Article 8Publication des modalités et conditions ou des méthodologies sur l’internet1.Les GRT responsables de l’établissement des modalités et conditions ou des méthodologies conformément au présent règlement les publient sur l’internet après leur approbation par l’Agence ou par les autorités de régulation compétentes ou, si leur approbation n’est pas requise, une fois qu’elles ont été établies, sauf lorsque ces informations sont considérées comme confidentielles conformément à l’article 12.2.La publication concerne également:a)les améliorations des outils de gestion du réseau conformément à l’article 55, point e);b)les paramètres cibles pour le FRCE conformément à l’article 128;c)les restrictions de rampe au niveau de la zone synchrone conformément à l’article 137, paragraphe 1;d)les restrictions de rampe au niveau des blocs RFP conformément à l’article 137, paragraphe 3;e)les mesures prises en état d’alerte du fait de l’insuffisance des réserves de puissance active conformément à l’article 152, paragraphe 11; etf)la demande faite par le GRT de raccordement des réserves à un fournisseur de FCR afin que ce dernier mette à disposition les informations en temps réel conformément à l’article 154, paragraphe 11.Article 9Recouvrement des coûts1.Les coûts qui sont supportés par les gestionnaires de réseau assujettis aux règles de tarification du réseau, et qui découlent des obligations imposées par le présent règlement, sont évalués par les autorités de régulation compétentes. Les coûts jugés raisonnables, efficients et proportionnés sont recouvrés par les tarifs de réseau ou d'autres mécanismes appropriés.2.Si les autorités de régulation compétentes en font la demande, les gestionnaires de réseau visés au paragraphe 1 communiquent, dans un délai de trois mois à compter de la demande, les informations nécessaires pour faciliter l'évaluation des coûts encourus.Article 10Participation des parties intéresséesL'Agence, en étroite coopération avec l'ENTSO pour l'électricité, organise la participation des parties intéressées en ce qui concerne la sécurité d'exploitation et d'autres aspects de la mise en œuvre du présent règlement. Cette participation comporte des réunions régulières avec les parties intéressées afin de recenser les problèmes et de proposer des améliorations en ce qui concerne la sécurité d'exploitation.Article 11Consultation publique1.Les GRT chargés de soumettre des propositions de modalités et conditions ou de méthodologies ou leurs modifications conformément au présent règlement consultent les parties intéressées, y compris les autorités compétentes de chaque État membre, sur le projet de propositions de modalités et conditions ou de méthodologies énumérées à l'article 6, paragraphes 2 et 3. La durée de la consultation est d'un mois au minimum.2.Les propositions de modalités et conditions ou de méthodologies soumises par les GRT à l'échelon de l'Union sont publiées et font l'objet d'une consultation à l'échelon de l'Union. Les propositions soumises par les GRT à l'échelon régional font l'objet d'une consultation au moins à l'échelon régional. Les parties qui soumettent des propositions à l'échelon bilatéral ou multilatéral consultent au moins les États membres concernés.3.Les GRT chargés de l'élaboration de la proposition de modalités et conditions ou de méthodologies tiennent dûment compte, avant de soumettre la proposition en vue de son approbation par l'autorité de régulation, des vues des parties intéressées exprimées lors des consultations. En tout état de cause, les raisons pour lesquelles les avis exprimés lors de la consultation ont été ou non pris en considération sont exposées de manière convaincante lors de la soumission, et publiées en temps utile, avant ou en même temps que la proposition de modalités et conditions ou de méthodologies.Article 12Obligations en matière de confidentialité1.Toute information confidentielle reçue, échangée ou transmise en vertu du présent règlement est soumise aux exigences de secret professionnel prévues aux paragraphes 2, 3 et 4.2.L'obligation de secret professionnel s'applique à toute personne soumise aux dispositions du présent règlement.3.Les informations confidentielles reçues par les personnes ou les autorités de régulation visées au paragraphe 2 dans l'exercice de leurs fonctions ne peuvent être divulguées à aucune personne ou autorité, sans préjudice des cas couverts par des dispositions de droit national, d'autres dispositions du présent règlement ou d'autres actes applicables de la législation de l'Union.4.Sans préjudice des cas couverts par les dispositions de droit national ou de la législation de l'Union, les autorités de régulation, les organismes ou les personnes qui reçoivent des informations confidentielles en application du présent règlement ne peuvent les utiliser qu'aux fins de l'exécution de leurs tâches en application du présent règlement.Article 13Accords avec les GRT non liés par le présent règlementLorsqu'une zone synchrone englobe des GRT de l'Union et de pays tiers, dans un délai de dix-huit mois après l'entrée en vigueur du présent règlement, tous les GRT de l'Union présents dans cette zone synchrone s'efforcent de conclure avec les GRT des pays tiers non liés par le présent règlement un accord fixant la base de leur coopération en ce qui concerne le fonctionnement sûr du réseau et définissant les modalités de la mise en conformité des GRT des pays tiers avec les obligations prévues par le règlement.Article 14Surveillance1.L'ENTSO pour l'électricité assure la surveillance de la mise en œuvre du présent règlement conformément à l'article 8, paragraphe 8, du règlement (CE) no 714/2009. La surveillance porte au moins sur les points suivants:a)les indicateurs de sécurité d'exploitation conformément à l'article 15;b)le réglage fréquence-puissance conformément à l'article 16;c)la coordination régionale conformément à l'article 17;d)le repérage d'éventuelles divergences dans la mise en œuvre du présent règlement au niveau national en ce qui concerne les modalités et conditions ou les méthodologies énumérées à l'article 6, paragraphe 3;e)le repérage d'éventuelles améliorations supplémentaires des outils et services conformément à l'article 55, points a) et b), par rapport aux améliorations décrites par les GRT conformément à l'article 55, point e);f)l'indication dans le rapport annuel sur l'échelle de classification des incidents conformément à l'article 15, des éventuelles améliorations nécessaires à l'appui de la sécurité d'exploitation durable et de long terme; etg)l'indication de toute difficulté concernant la coopération sur la gestion sûre du réseau avec les GRT de pays tiers.2.Dans les douze mois à compter de l'entrée en vigueur du présent règlement, l'Agence, en coopération avec l'ENTSO pour l'électricité, établit une liste des informations pertinentes que doit lui communiquer ce dernier conformément à l'article 8, paragraphe 9, et à l'article 9, paragraphe 1, du règlement (CE) no 714/2009. La liste des informations pertinentes peut être actualisée. L'ENTSO pour l'électricité garde dans un format numérique normalisé une archive contenant toutes les informations requises par l'Agence.3.Les GRT compétents soumettent à l'ENTSO pour l'électricité les informations requises pour l'accomplissement des missions visées aux paragraphes 1 et 2.4.Sur la base d'une demande de l'autorité de régulation, les GRD fournissent aux GRT les informations visées au paragraphe 2, à moins que les autorités de régulation, l'Agence ou l'ENTSO pour l'électricité n'en disposent déjà dans le cadre de leurs missions respectives de surveillance de la mise en œuvre et ce, en vue d'éviter les redondances d'information.Article 15Rapport annuel sur les indicateurs de sécurité d'exploitation1.Pour le 30 septembre de chaque année, l'ENTSO pour l'électricité établit un rapport annuel sur la base de l'échelle de classification des incidents adoptée conformément à l'article 8, paragraphe 3, point a), du règlement (CE) no 714/2009. L'Agence peut donner son avis sur le format et le contenu de ce rapport annuel, y compris la zone géographique des incidents consignés dans le rapport, les interdépendances électriques entre les zones de réglage des GRT et les éventuelles informations historiques pertinentes.2.Les GRT de chaque État membre communiquent à l'ENTSO pour l'électricité, au plus tard pour le 1er mars, les données et informations nécessaires pour établir les rapports annuels sur la base de l'échelle de classification des incidents visée au paragraphe 1. Les données communiquées par les GRT concernent l'année précédente.3.Les rapports annuels visés au paragraphe 1 contiennent au moins les indicateurs suivants pertinents pour la sécurité de fonctionnement:a)nombre d'éléments du réseau de transport déconnectés par an par GRT;b)nombre d'installations de production d'électricité déconnectées par an par GRT;c)énergie non fournie par an en raison de la déconnexion non prévue d'installations de consommations, par GRT;d)durée et nombre d'états d'alerte et d'urgence, par GRT;e)durée et nombre d'événements au cours desquels une insuffisance de réserves a été constatée, par GRT;f)durée et nombre des écarts de tension dépassant les plages figurant aux tableaux 1 et 2 de l'annexe II, par GRT;g)nombre de minutes en dehors de la plage standard de fréquence et nombre de minutes en dehors des 50 % de l'écart de fréquence maximal en régime permanent par zone synchrone;h)nombre de divisions du réseau ou d'états de panne généralisée locale; eti)nombre de pannes généralisées impliquant deux GRT ou plus.4.Le rapport annuel visé au paragraphe 1 contient les indicateurs suivants pertinents pour la sécurité d'exploitation:a)nombre d'événements dans lesquels un incident figurant dans la liste des aléas entraîne une dégradation de l'état de fonctionnement du réseau;b)nombre d'événements visés au point a) dans lesquels une dégradation des conditions d'exploitation du réseau survient du fait d'écarts inattendus entre les prévisions de consommation et de production d'électricité;c)nombre d'événements dans lesquels une dégradation des conditions de fonctionnement du réseau est survenue du fait d'un aléa exceptionnel;d)nombre d'événements visés au point c) dans lesquels une dégradation des conditions d'exploitation du réseau survient du fait d'écarts inattendus entre les prévisions de consommation et de production d'électricité; ete)nombre d'événements entraînant une dégradation des conditions de fonctionnement du système du fait d'une insuffisance des réserves de puissance active.5.Les rapports annuels contiennent des explications des raisons des incidents affectant la sécurité d'exploitation situés au niveau 2 et au niveau 3 sur l'échelle de classification adoptée par l'ENTSO pour l'électricité. Ces explications se fondent sur une analyse des incidents effectuée par les GRT selon une procédure énoncée dans l'échelle de classification des incidents. Les GRT informent leur autorité de régulation respective d'une analyse des incidents en temps utile avant son démarrage. Les autorités de régulation et l'Agence peuvent être associées à l'analyse, à leur demande.Article 16Rapport annuel sur le réglage fréquence-puissance1.Pour le 30 septembre, l'ENTSO pour l'électricité établit un rapport annuel sur le réglage fréquence-puissance sur la base des informations fournies par les GRT conformément au paragraphe 2. Le rapport annuel sur le réglage fréquence-puissance inclut les informations énumérées au paragraphe 2 pour chaque État membre.2.À partir du 14 septembre 2018, les GRT de chaque État membre communiquent chaque année à l'ENTSO pour l'électricité, au plus tard le 1er mars de chaque année, les informations suivantes pour l'année précédente:a)l'identification des blocs RFP, des zones RFP et des zones de surveillance dans l'État membre concerné;b)l'identification des blocs RFP qui ne sont pas situés sur le territoire de l'État membre mais qui contiennent des zones RFP et des zones de surveillance qui se situent sur le territoire de l'État membre;c)l'identification des zones synchrones auxquelles chaque État membre appartient;d)les données relatives aux critères d'évaluation de la qualité de la fréquence pour chaque zone synchrone et chaque bloc RFP visés aux points a), b) et c) pour chaque mois des deux dernières années civiles au moins;e)l'obligation FCR et l'obligation initiale FCR de chaque GRT actif sur le territoire de l'État membre pour chaque mois des deux dernières années civiles au moins; etf)une description et la date de mise en œuvre des éventuelles mesures d'atténuation et exigences en matière de rampe destinées à pallier les écarts de fréquences déterministes adoptées au cours de la dernière année civile conformément aux articles 137 et 138, auxquelles les GRT de l'État membre ont été associés.3.Les données communiquées par les GRT concernent l'année précédente. Les informations concernant les zones synchrones, les blocs RFP, les zones RFP et les zones de réglage visées aux points a), b) et c) sont communiquées. Lorsque ces domaines changent, ces informations sont communiquées à nouveau pour le 1er mars de l'année suivante.4.Le cas échéant, les GRT d'une zone synchrone ou d'un bloc RFP coopèrent aux fins de la collecte des données énumérées au paragraphe 2.Article 17Rapport annuel sur l'évaluation de la coordination régionale1.Pour le 30 septembre, l'ENTSO pour l'électricité publie un rapport annuel sur l'évaluation de la coordination régionale sur la base des rapports annuels d'évaluation de la coordination régionale remis par les coordinateurs régionaux de la sécurité conformément au paragraphe 2, évalue les éventuels problèmes d'interopérabilité et propose des modifications visant à améliorer l'efficacité et l'efficience de la coordination de la gestion du réseau.2.Pour le 1er mars, chaque coordinateur de sécurité régional établit un rapport annuel et le soumet à l'ENTSO pour l'électricité, en indiquant les informations suivantes pour les tâches qu'il exécute:a)le nombre d'événements, la durée moyenne et les raisons de l'incapacité à exercer ses fonctions;b)les statistiques concernant les contraintes, y compris leur durée, leur lieu et le nombre d'occurrences ainsi que les actions correctives associées activées et leur coût éventuel;c)le nombre de cas où le GRT a refusé de mettre en œuvre les actions correctives recommandées par le coordinateur de sécurité régional et les raisons de ce refus;d)le nombre d'incompatibilités dans la planification des indisponibilités décelées conformément à l'article 80; ete)une description des cas où une mauvaise adéquation régionale a été constatée et une description des actions d'atténuation mises en place.3.Les données communiquées à l'ENTSO pour l'électricité par les coordinateurs régionaux de la sécurité couvrent l'année précédente.