a) les exigences et les principes concernant la sécurité d'exploitation; b) les règles et les responsabilités en matière de coordination et d'échange de données entre les GRT, entre les GRT et les GRD, et entre les GRT ou les GRD et les USR dans la planification de l'exploitation et l'exploitation proche du temps réel; c) les règles relatives à la formation et à la certification des employés du gestionnaire de réseau; d) les exigences concernant la coordination des indisponibilités; e) les exigences applicables à la programmation entre les zones de régulation des GRT; et f) les règles visant à établir un cadre de l'Union pour le réglage fréquence-puissance et les réserves.
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
a) unités de production d'électricité existantes et nouvelles qui sont ou seraient classées dans les types B, C et D conformément à l'article 5 du règlement (UE) 2016/631 de la Commission 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 (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 Commission Règlement (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; et f) les systèmes en courant continu à haute tension (HVDC) existants et nouveaux, conformément aux critères énoncés à l'article 3, paragraphe 1, du règlement (UE) 2016/1447 de la Commission Règlement (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 ).
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;
a) appliquent les principes de proportionnalité et de non-discrimination; b) veillent à la transparence; c) appliquent le principe d'optimisation entre l'efficacité globale maximale et les coûts totaux minimaux pour toutes les parties concernées; d) veillent à ce que les GRT utilisent dans toute la mesure du possible des mécanismes fondés sur le marché, afin de garantir la sécurité et la stabilité du réseau; e) respectent la responsabilité assignée au GRT compétent afin d'assurer la sécurité du réseau, y compris selon les dispositions de la législation nationale; f) consultent les GRD compétents et tiennent compte des incidences potentielles sur leur réseau; et g) prennent en considération les normes et spécifications techniques européennes convenues.
a) de GRT représentant au moins 55 % des États membres; et b) de GRT représentant des États membres comprenant au moins 65 % de la population de l’Union.
a) de GRT représentant au moins 72 % des États membres concernés; et b) de GRT représentant des États membres comprenant au moins 65 % de la population de la région 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.
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.
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; et i) l’exclusion des groupes fournissant des RR de la fourniture de RR en application de l’article 162, paragraphe 6.
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; et f) 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.
a) les indicateurs de sécurité d'exploitation conformément à l'article 15; b) le réglage fréquence-puissance conformément à l'article 16; c) la coordination régionale conformément à l'article 17; d) le repérage d'éventuelles divergences dans la mise en œuvre du présent règlement au niveau national en ce qui concerne les modalités et conditions ou les méthodologies énumérées à l'article 6, paragraphe 3; e) le repérage d'éventuelles améliorations supplémentaires des outils et services conformément à l'article 55, points a) et b), par rapport aux améliorations décrites par les GRT conformément à l'article 55, point e); f) l'indication dans le rapport annuel sur l'échelle de classification des incidents conformément à l'article 15, des éventuelles améliorations nécessaires à l'appui de la sécurité d'exploitation durable et de long terme; et g) l'indication de toute difficulté concernant la coopération sur la gestion sûre du réseau avec les GRT de pays tiers.
a) nombre d'éléments du réseau de transport déconnectés par an par GRT; b) nombre d'installations de production d'électricité déconnectées par an par GRT; c) énergie non fournie par an en raison de la déconnexion non prévue d'installations de consommations, par GRT; d) durée et nombre d'états d'alerte et d'urgence, par GRT; e) durée et nombre d'événements au cours desquels une insuffisance de réserves a été constatée, par GRT; f) durée et nombre des écarts de tension dépassant les plages figurant aux tableaux 1 et 2 de l'annexe II, par GRT; g) nombre de minutes en dehors de la plage standard de fréquence et nombre de minutes en dehors des 50 % de l'écart de fréquence maximal en régime permanent par zone synchrone; h) nombre de divisions du réseau ou d'états de panne généralisée locale; et i) nombre de pannes généralisées impliquant deux GRT ou plus.
a) nombre d'événements dans lesquels un incident figurant dans la liste des aléas entraîne une dégradation de l'état de fonctionnement du réseau; b) nombre d'événements visés au point a) dans lesquels une dégradation des conditions d'exploitation du réseau survient du fait d'écarts inattendus entre les prévisions de consommation et de production d'électricité; c) nombre d'événements dans lesquels une dégradation des conditions de fonctionnement du réseau est survenue du fait d'un aléa exceptionnel; d) nombre d'événements visés au point c) dans lesquels une dégradation des conditions d'exploitation du réseau survient du fait d'écarts inattendus entre les prévisions de consommation et de production d'électricité; et e) nombre d'événements entraînant une dégradation des conditions de fonctionnement du système du fait d'une insuffisance des réserves de puissance active.
a) l'identification des blocs RFP, des zones RFP et des zones de surveillance dans l'État membre concerné; b) l'identification des blocs RFP qui ne sont pas situés sur le territoire de l'État membre mais qui contiennent des zones RFP et des zones de surveillance qui se situent sur le territoire de l'État membre; c) l'identification des zones synchrones auxquelles chaque État membre appartient; d) les données relatives aux critères d'évaluation de la qualité de la fréquence pour chaque zone synchrone et chaque bloc RFP visés aux points a), b) et c) pour chaque mois des deux dernières années civiles au moins; e) l'obligation FCR et l'obligation initiale FCR de chaque GRT actif sur le territoire de l'État membre pour chaque mois des deux dernières années civiles au moins; et f) une description et la date de mise en œuvre des éventuelles mesures d'atténuation et exigences en matière de rampe destinées à pallier les écarts de fréquences déterministes adoptées au cours de la dernière année civile conformément aux articles 137 et 138, auxquelles les GRT de l'État membre ont été associés.
a) le nombre d'événements, la durée moyenne et les raisons de l'incapacité à exercer ses fonctions; b) les statistiques concernant les contraintes, y compris leur durée, leur lieu et le nombre d'occurrences ainsi que les actions correctives associées activées et leur coût éventuel; c) le nombre de cas où le GRT a refusé de mettre en œuvre les actions correctives recommandées par le coordinateur de sécurité régional et les raisons de ce refus; d) le nombre d'incompatibilités dans la planification des indisponibilités décelées conformément à l'article 80; et e) une description des cas où une mauvaise adéquation régionale a été constatée et une description des actions d'atténuation mises en place.
a) les tensions et les transits se situent dans les limites de sécurité d'exploitation définies conformément à l'article 25; b) la fréquence satisfait aux critères suivants: i) l'écart de fréquence sur le réseau en régime permanent se situe dans la plage de fréquence standard; ou ii) la valeur absolue de l'écart de fréquence sur le réseau en régime permanent n'est pas supérieure à l'écart de fréquence maximal en régime permanent et les limites de fréquence du réseau établies pour l'état d'alerte ne sont pas atteintes;
c) les réserves de puissance active et réactive sont suffisantes pour supporter les aléas figurant sur la liste des aléas dressée conformément à l'article 33 sans enfreindre les limites de sécurité d'exploitation; d) l'exploitation de la zone de contrôle du GRT concerné se trouve et demeurera dans les limites de sécurité d'exploitation après la survenue d'un aléa figurant sur la liste des aléas dressée conformément à l'article 33 et après l'activation des actions correctives.
a) les flux de tension et de puissance se situent dans les limites de sécurité d'exploitation définies conformément à l'article 25; et b) la réserve de puissance du GRT est réduite de plus de 20 % durant plus de trente minutes sans moyen de compenser cette réduction en exploitation en temps réel; ou c) la fréquence satisfait aux critères suivants: i) la valeur absolue de l'écart de fréquence sur le réseau en régime permanent n'est pas supérieure à l'écart de fréquence maximal en régime permanent; et ii) la valeur absolue de l'écart de fréquence sur le réseau en régime permanent a dépassé en continu 50 % de l'écart de fréquence maximal en régime permanent pendant une durée supérieure au délai de déclenchement de l'état de l'alerte, ou a dépassé la plage de fréquence standard pendant une durée supérieure au délai de restauration de la fréquence; ou
d) au moins un aléa figurant sur la liste des aléas établie conformément à l'article 33 entraîne le franchissement des limites de sécurité d'exploitation du GRT, même après l'activation des actions correctives.
a) au moins une limite de sécurité d'exploitation du GRT définie conformément à l'article 25 a été franchie; b) la fréquence ne satisfait pas aux critères de l'état normal ni aux critères de l'état d'alerte définis conformément aux paragraphes 1 et 2; c) au moins une des mesures du plan de défense du réseau du GRT est activée; d) on constate un défaut de fonctionnement des outils, moyens et installations définis conformément à l'article 24, paragraphe 1, qui entraîne l'indisponibilité de ces outils, moyens et installations pendant plus de trente minutes.
a) perte d'au moins 50 % de la demande dans la zone de contrôle du GRT concerné; b) absence totale de tension pendant au moins trois minutes dans la zone de contrôle du GRT concerné, entraînant le déclenchement des plans de reconstitution.
a) flux de puissance active et réactive; b) tension des jeux de barres; c) fréquence et écart de réglage dans la restauration de la fréquence de sa zone RFP; d) réserves de puissance active et réactive; et e) production et consommation.
a) informe tous les GRT de l'état de son réseau de transport par l'intermédiaire d'un outil informatique d'échange des données en temps réel à l'échelon paneuropéen; et b) fournit des informations complémentaires sur les éléments de son réseau de transport qui font partie de la zone d'observabilité d'autres GRT, à ces GRT.
a) pour les atteintes à la sécurité d'exploitation qui ne nécessitent pas une gestion coordonnée, le GRT définit, prépare et active des actions correctives pour ramener le réseau à son état normal et empêcher la propagation de l'état d'alerte ou d'urgence en dehors de sa zone de contrôle sur la base des catégories définies à l'article 22; b) pour les atteintes à la sécurité d'exploitation qui nécessitent une gestion coordonnée, le GRT définit, prépare et active des actions correctives en coordination avec les autres GRT concernés, selon la méthodologie pour la préparation d'actions correctives d'une manière coordonnée prévue à l'article 76, paragraphe 1, point b), et compte tenu de la recommandation d'un coordinateur de sécurité régional conformément à l'article 78, paragraphe 4.
a) activer les actions correctives les plus efficaces et économiquement efficientes; b) activer les actions correctives aussi près que possible du temps réel en tenant compte du délai d'activation attendu et de l'urgence de la situation d'exploitation du réseau qu'elles visent à résoudre; c) prendre en considération les risques d'échec des actions correctives envisageables et leur incidence sur la sécurité d'exploitation, notamment: i) les risques de défaillance ou de court-circuit en raison de modifications de la topologie; ii) les risques d'indisponibilité due aux modifications de la puissance active ou réactive sur des unités de production d'électricité ou des installations de consommation; et iii) les risques de dysfonctionnement dû au comportement des équipements;
d) donner la préférence aux actions correctives qui mettent à disposition les plus grandes capacités d'échange entre zones pour l'allocation de capacité, dans le respect de toutes les limites de sécurité d'exploitation.
a) modification de la durée des indisponibilités planifiées ou remise en service des éléments du réseau de transport pour assurer leur disponibilité opérationnelle; b) action directe sur les flux de puissance par les moyens suivants: i) changement de prises des transformateurs de puissance; ii) changement de prises des transformateurs déphaseurs; iii) modification des topologies;
c) réglage de la tension et gestion de la puissance réactive par les moyens suivants: i) changement de prises des transformateurs de puissance; ii) utilisation des condensateurs et des bobines d'inductance; iii) utilisation des dispositifs fondés sur une électronique de puissance pour la gestion de la tension et de la puissance réactive; iv) envoi, aux GRD raccordés au réseau de transport et aux USR, de l'instruction de bloquer le réglage automatique de la tension et de la puissance réactive ou d'activer sur leurs installations les actions correctives énoncés aux points i) à iii) si la dégradation de la tension menace la sécurité d'exploitation ou risque d'entraîner un effondrement de la tension sur un réseau de transport; v) demande de modification de la production de puissance réactive ou de la valeur de consigne de la tension des unités de production d'électricité synchrones raccordées au réseau de transport; vi) demande de modification de la production de puissance réactive des convertisseurs des unités de production d'électricité non synchrones raccordées au réseau de transport;
d) ajustement de la capacité journalière et infrajournalière d'échange entre zones conformément au règlement (UE) 2015/1222; e) redispatching, entre deux GRT ou plus, des utilisateurs du réseau raccordés au réseau de transport ou de distribution au sein de la zone de contrôle du GRT; f) échanges de contrepartie entre deux zones de dépôt des offres ou plus; g) ajustement des flux de puissance active transitant par les systèmes HVDC; h) activation des procédures de gestion des écarts de fréquence; i) réduction, en application de l'article 16, paragraphe 2, du règlement (CE) n o 714/2009, de la capacité d'échange entre zones déjà allouée en cas de situation d'urgence lorsque l'utilisation de cette capacité menace la sécurité d'exploitation, que tous les GRT d'une interconnexion donnée consentent à cet ajustement et que le redispatching ou l'échange de contrepartie n'est pas possible; etj) le cas échéant, délestage manuel également en état normal ou en état d'alerte.
a) la surveillance et la détermination des états du réseau conformément à l'article 19; b) l'analyse des aléas en exploitation en temps réel conformément à l'article 34; et c) l'analyse des aléas dans la planification de l'exploitation conformément à l'article 72.
a) installations de surveillance de l'état du réseau de transport, y compris les applications d'estimation d'état et les dispositifs de réglage fréquence-puissance; b) le contrôle-commande des disjoncteurs, des disjoncteurs de couplage, des changeurs de prise en charge de transformateurs et des autres équipements servant au réglage des éléments du réseau de transport; c) les moyens de communication avec les centres de conduite d'autres GRT et CSR; d) les outils pour l'analyse de sécurité d'exploitation; et e) les outils et moyens de communication nécessaires pour les GRT afin de faciliter les opérations transfrontalières sur le marché de l'électricité.
a) les limites de tension conformément à l'article 27; b) les limites de courant de court-circuit conformément à l'article 30; et c) les limites de courant en termes de transit, y compris les surcharges transitoires admissibles.
a) le courant maximal de court-circuit auquel la capacité nominale des disjoncteurs et d'autres équipements est dépassée; et b) le courant minimal de court-circuit pour le bon fonctionnement des équipements de protection.
a) utilise les données les plus précises et de la meilleure qualité disponibles; b) tient compte des normes internationales; et c) prend pour base du calcul du courant maximal de court-circuit les conditions d'exploitation qui donnent le niveau maximal de courant de court-circuit, notamment le courant de court-circuit provenant d'autres réseaux de transport et de distribution, y compris les réseaux fermés de distribution.
a) chaque GRT classifie les aléas pour sa propre zone de contrôle; b) lorsque les conditions d'exploitation ou météorologiques augmentent significativement la probabilité d'un aléa exceptionnel, chaque GRT inscrit cet aléa exceptionnel sur sa liste des aléas; et c) afin de tenir compte des aléas exceptionnels ayant un fort impact sur son propre réseau de transport ou des réseaux voisins, chaque GRT inscrit ces aléas exceptionnels sur sa liste des aléas.
a) au cours de séquences de manœuvres; b) pendant la période de temps requise pour préparer et activer les actions correctives.
a) veille à ce que chaque dispositif de protection spécial agisse de manière sélective, fiable et efficace; b) évalue, lors de la conception d'un dispositif de protection spécial, les conséquences pour le réseau de transport en cas de dysfonctionnement de ce dispositif, compte tenu de l'impact sur les GRT concernés; c) vérifie que le dispositif de protection spécial présente une fiabilité comparable aux systèmes de protection utilisés pour la protection primaire des éléments du réseau de transport; d) exploite le réseau de transport avec le dispositif de protection spécial dans les limites de sécurité d'exploitation déterminées conformément à l'article 25; et e) coordonne les fonctions du dispositif de protection spécial, les principes d'activation et les paramètres de réglage avec les GRT voisins et les GRD raccordés au réseau de transport affectés, y compris les réseaux fermés de distribution et les USR raccordés au réseau de transport affectés.
a) l'étendue de l'évaluation coordonnée de la stabilité dynamique, au moins en termes d'un modèle de réseau commun; b) la série de données à échanger entre GRT concernés afin de réaliser l'évaluation coordonnée de la stabilité dynamique; c) une liste des scénarios convenus d'un commun accord concernant l'évaluation coordonnée de la stabilité dynamique; et d) une liste convenue d'un commun accord des aléas ou des perturbations dont l'impact est évalué dans le cadre de l'évaluation coordonnée de la stabilité dynamique.
a) si, eu égard à la liste des aléas, les limites en régime permanent sont atteintes avant les limites de stabilité, le GRT fonde l'évaluation de la stabilité dynamique uniquement sur les études hors ligne effectuées dans le cadre de la planification d'exploitation à long terme; b) si, dans des conditions d'indisponibilité planifiée, eu égard à la liste des aléas, les limites en régime permanent et les limites de stabilité sont proches les unes des autres, ou si les limites de stabilité sont atteintes avant les limites en régime permanent, le GRT effectue une évaluation de la stabilité dynamique dans le cadre de la planification d'exploitation journalière pendant que ces conditions demeurent. Le GRT planifie les actions correctives à activer en exploitation en temps réel si nécessaire; et c) si le réseau de transport se trouve dans la situation N eu égard à la liste des aléas et que les limites de stabilité sont atteintes avant les limites en régime permanent, le GRT effectue une évaluation de la stabilité dynamique dans toutes les phases de la planification d'exploitation et réévalue les limites de stabilité dès que possible après la détection d'un changement significatif dans la situation N.
a) tous les GRT de cette zone synchrone effectuent, au plus tard deux ans après l'entrée en vigueur du présent règlement, une étude commune par zone synchrone afin d'établir s'il y a lieu de fixer les besoins minimaux en inertie, compte tenu des coûts et bénéfices ainsi que des autres solutions possibles. Les GRT communiquent leurs études à leurs autorités de régulation. Tous les GRT effectuent une révision périodique et mettent à jour ces études tous les deux ans; b) lorsque les études visées au point a) démontrent la nécessité de définir l'inertie minimale requise, tous les GRT de la zone synchrone concernée développent conjointement une méthodologie pour la définition de l'inertie minimale requise pour maintenir la sécurité d'exploitation et prévenir le dépassement des limites de stabilité. Cette méthodologie respecte les principes d'efficacité et de proportionnalité, est élaborée dans les six mois après l'achèvement des études visées au point a) et est mise à jour après la mise à disposition des études actualisées; et c) chaque GRT déploie dans l'exploitation en temps réel l'inertie minimale requise dans sa zone de contrôle, conformément à la méthodologie définie et aux résultats obtenus conformément au point b).
a) production; b) consommation; c) programmes; d) bilans; e) indisponibilités planifiées et topologie des postes électriques; et f) prévisions.
a) données structurelles conformément à l'article 48; b) données prévisionnelles et de programmation conformément à l'article 49; c) données en temps réel conformément aux articles 44, 47 et 50; et d) dispositions conformément aux articles 51, 52 et 53.
a) les obligations pour les GRT de communiquer sans délai à tous les GRT voisins toute modification des réglages de protection, des limites thermiques et des capacités techniques aux interconnexions entre leurs zones de contrôle; b) les obligations pour les GRD raccordés directement au réseau de transport d'informer les GRT, dans les délais convenus, de toute modification des données et informations en application du présent titre; c) l'obligation, pour les GRD adjacents et/ou entre le GRD en aval et le GRD en amont, de s'informer mutuellement, dans les délais convenus, de toute modification des données et informations en application du présent titre; d) l'obligation, pour les USR, d'informer leur GRT ou GRD, dans les délais prévus, de toute modification pertinente des données et informations établies en application du présent titre; e) le contenu détaillé des données et informations établies en application du présent titre, notamment les principes essentiels, le type de donnée, les moyens de communication, le format et les normes à respecter, les délais et les responsabilités; f) l'horodatage et la fréquence de communication des données et informations à fournir par les GRD et les USR, qui seront utilisées par les GRT aux différentes échéances. La fréquence des échanges d'information des données en temps réel, des données prévisionnelles et de la mise à jour des données structurelles est fixée; et g) le format de notification des données et informations établies en application du présent titre.
a) la topologie normale des postes électriques et les autres données pertinentes par niveau de tension; b) les données techniques des lignes de transport; c) les données techniques des transformateurs reliant les GRD, les USR qui sont des installations de consommation et les blocs transformateurs des générateurs d'USR qui sont des installations de production d'électricité; d) la puissance active et réactive maximale et minimale des USR qui sont des unités de production d'électricité; e) les données techniques des transformateurs de phases; f) les données techniques des systèmes HVDC; g) les données techniques des réactances, des condensateurs et des compensateurs statiques de puissance réactive; et h) les limites de sécurité d'exploitation définies par chaque GRT conformément à l'article 25.
a) la topologie des réseaux de transport à 220 kV et plus dans sa zone de contrôle; b) un modèle ou un équivalent du réseau de transport en dessous de 220 kV ayant un impact significatif sur son propre réseau de transport; c) les limites d'intensité des éléments du système de transport; et d) un volume prévisionnel agrégé réaliste et précis d'injection et de soutirage, par source d'énergie primaire, à chaque nœud du réseau de transport, à différentes échéances.
a) données concernant les USR qui sont des unités de production d'électricité et relatives aux éléments suivants: i) paramètres électriques de l'alternateur utiles pour l'évaluation de la stabilité dynamique, notamment l'inertie totale; ii) modèles de protection; iii) alternateur et turbine; iv) description du transformateur élévateur; v) puissance réactive maximale et minimale; vi) modèles de tension et de régulation de la vitesse; et vii) modèles de systèmes d'entraînement et d'excitation convenant pour les fortes perturbations;
b) les données sur le type de régulation et la plage de régulation de la tension en ce qui concerne les régleurs, notamment la description des régleurs en charge, des transformateurs élévateurs et des transformateurs réseau; et c) les données concernant les systèmes HVDC et les dispositifs FACTS relatives aux modèles dynamiques du système ou du dispositif et à sa régulation associée appropriée pour les grandes perturbations.
a) fréquence; b) écart de réglage dans la restauration de la fréquence; c) échanges de puissance active mesurés entre zones RFP; d) production agrégée injectée sur le réseau; e) état du réseau conformément à l'article 18; f) valeur de consigne du régleur fréquence-puissance; et g) échange de puissance par les lignes d'interconnexion virtuelles.
a) topologie réelle des postes électriques; b) puissance active et réactive des lignes, y compris les lignes du réseau de transport et de distribution et les lignes de raccordement des USR; c) puissance active et réactive des transformateurs, y compris les transformateurs du réseau de transport et de distribution et les transformateurs de raccordement des USR; d) puissance active et réactive des installations de production d'électricité; e) positions des régleurs des transformateurs, y compris les transformateurs déphaseurs; f) tension mesurée ou estimée des jeux de barres; g) puissance réactive des inductances et des condensateurs ou provenant d'un compensateur statique; et h) restrictions sur les capacités de fourniture de puissance active et réactive en ce qui concerne la zone d'observabilité.
a) les postes électriques, par ordre de tension; b) les lignes qui relient les postes électriques visés au point a); c) les transformateurs des postes électriques visés au point a); d) les USR; et e) les réactances et condensateurs reliés aux postes électriques visés au point a).
a) la topologie réelle des postes électriques; b) la puissance active et réactive transitant dans les lignes; c) la puissance active et réactive des transformateurs; d) l'injection de puissance active et réactive des installations de production d'électricité; e) les positions de prise des transformateurs raccordés au réseau de transport; f) la tension des jeux de barres; g) la puissance réactive des inductances et des condensateurs; h) les meilleures données disponibles pour la production agrégée par source d'énergie primaire dans la zone du GRD; et i) les meilleures données disponibles pour la consommation agrégée dans la zone du GRD.
a) les données générales de l'unité de production d'électricité, notamment la puissance installée et la source d'énergie primaire; b) les données relatives à la turbine et à l'installation de production d'électricité, notamment les délais de démarrage à froid et à chaud; c) les données pour le calcul du courant de court-circuit; d) les données relatives aux transformateurs de l'installation de production d'électricité; e) les données FCR des unités de production d'électricité qui offrent ou fournissent ce service, conformément à l'article 154; f) les données FRR des unités de production d'électricité qui offrent ou fournissent ce service, conformément à l'article 158; g) les données RR des unités de production d'électricité qui offrent ou fournissent ce service, conformément à l'article 161; h) les données nécessaires à la reconstitution du réseau de transport; i) les données et modèles nécessaires aux simulations dynamiques; j) les données relatives aux protections; k) les données nécessaires pour déterminer le coût des actions correctives conformément à l'article 78, paragraphe 1, point b); lorsqu'un GRT utilise des mécanismes fondés sur le marché en application de l'article 4, paragraphe 2, point d), l'indication du montant à acquitter par le GRT sera considérée comme suffisante; l) la capacité de réglage de la tension et de la puissance réactive.
a) les données générales de l'unité de production d'électricité, notamment la puissance installée et la source d'énergie primaire; b) les données pour le calcul du courant de court-circuit; c) les données FCR selon la définition et les exigences de l'article 173 pour les unités de production d'électricité offrant ou fournissant ce service; d) les données FRR des unités de production d'électricité qui offrent ou fournissent ce service; e) les données RR des unités de production d'électricité qui offrent ou fournissent ce service; f) les données relatives aux protections; g) la capacité de réglage de la puissance réactive; h) les données nécessaires pour déterminer le coût des actions correctives conformément à l'article 78, paragraphe 1, point b); lorsqu'un GRT utilise des mécanismes fondés sur le marché en application de l'article 4, paragraphe 2, point d), l'indication du montant à acquitter par le GRT sera considérée comme suffisante; i) les données nécessaires à l'évaluation de la stabilité dynamique conformément à l'article 38.
a) données de la fiche signalétique de l'installation; b) données relatives aux transformateurs; c) données relatives aux filtres et aux batteries de filtres; d) données relatives à la compensation de la puissance réactive; e) capacité de réglage de la puissance active; f) capacité de réglage de la puissance réactive et de la tension; g) ordre de priorité des modes d'exploitation en actif et en réactif, le cas échéant; h) capacité de réponse en fréquence; i) modèles dynamiques de simulation dynamique; j) données relatives aux protections; et k) tenue aux creux de tension.
a) données de la fiche signalétique de l'installation; b) paramètres électriques; c) protections associées.
a) la production de puissance active ainsi que le volume et la disponibilité des réserves de puissance active, sur une base journalière et infrajournalière; b) sans délai, toute indisponibilité ou restriction programmée de puissance active; c) toute restriction prévue de la capacité de réglage de la puissance réactive; et d) par dérogation aux points a) et b), dans les régions dotées d'un centre de conduite, les données requises par le GRT pour la préparation de sa programmation de production de puissance active.
a) son programme de puissance active et sa puissance active disponible sur une base journalière et infrajournalière; b) sans délai, toute indisponibilité ou restriction programmée de puissance active; et c) toute restriction prévue de la capacité de réglage de la puissance réactive ou de la tension.
a) position des disjoncteurs au point de raccordement ou à un autre point d'interaction convenu avec le GRT; b) puissance active et réactive au point de raccordement ou à un autre point d'interaction convenu avec le GRT; et c) dans le cas d'une installation de production d'électricité avec consommation autre que la consommation auxiliaire, la puissance active et réactive nette.
a) position des disjoncteurs; b) statut d'exploitation; et c) puissance active et réactive.
a) données générales de l'unité de production d'électricité, notamment la puissance installée et la source d'énergie primaire ou le type de combustible; b) les données FCR selon la définition et les exigences de l'article 173 pour les installations de production d'électricité offrant ou fournissant le service FCR; c) les données FRR pour les installations de production d'électricité offrant ou fournissant le service FRR; d) les données RR pour les unités de production d'électricité offrant ou fournissant le service RR; e) les données relatives aux protections; f) la capacité de réglage de la puissance réactive; g) la capacité de commande à distance du disjoncteur; h) les données nécessaires à la simulation dynamique conformément aux dispositions du règlement (UE) 2016/631; et i) le niveau de tension et l'emplacement de chaque unité de production d'électricité.
a) ses indisponibilités et restrictions de puissance active programmées ainsi que sa fourniture prévisionnelle de puissance active au point de raccordement; b) toute restriction prévue de la capacité de réglage de la puissance réactive; et c) par dérogation aux points a) et b), dans les régions dotées d'un centre de conduite, les données requises par le GRT pour la préparation de sa programmation de fourniture de puissance active.
a) état des organes de coupure et des disjoncteurs au point de raccordement; et b) flux de puissance active et réactive, courant et tension au point de raccordement.
a) les données électriques des transformateurs raccordés au réseau de transport; b) les caractéristiques de charge de l'installation de consommation; et c) les caractéristiques du réglage de la puissance réactive.
a) consommation de puissance programmée et consommation de puissance réactive prévue sur une base journalière et infrajournalière, y compris toute modification de ces programmes et prévisions; b) toute restriction prévue de la capacité de réglage de la puissance réactive; c) en cas d'implication dans la participation active de la demande, une programmation indiquant la puissance structurelle minimale et maximale pouvant être réduite; et d) par dérogation au point a), dans les régions dotées d'un centre de conduite, les données requises par le GRT pour la préparation de son programme de puissance active.
a) la puissance active et réactive au point de raccordement; et b) la plage de puissance minimale et maximale à réduire.
a) la puissance active minimale et maximale disponible pour la participation active de la demande et la durée maximale et minimale de toute utilisation potentielle de cette puissance aux fins de la participation active de la demande; b) une prévision de la puissance active non restreinte disponible pour la participation active de la demande et de toute participation active de la demande planifiée; c) la puissance active et réactive en temps réel au point de raccordement; et d) une confirmation que les estimations des valeurs réelles de la participation active de la demande sont appliquées.
a) la puissance active structurelle minimale et maximale disponible pour la participation active de la demande et la durée maximale et minimale de tout recours potentiel à la participation active de la demande dans une zone géographique spécifique définie par le GRT et le GRD; b) une prévision de la puissance active non restreinte disponible pour la participation active de la demande et de tout niveau planifié de participation active de la demande dans une zone géographique spécifique définie par le GRT et le GRD; c) la puissance active et réactive en temps réel; et d) une confirmation que les estimations des valeurs réelles de la participation active de la demande sont appliquées.
a) développe et met en œuvre des outils d'exploitation adaptés à sa zone de contrôle et liés à l'exploitation en temps réel et à la planification de l'exploitation; b) développe et déploie des outils et des solutions en matière de prévention et de correction des perturbations; c) utilise les services fournis par des tiers, le cas échéant dans le cadre d'une procédure d'adjudication, tels que le redispatching ou l'échange de contrepartie, les services de gestion de la congestion, les réserves de production d'électricité et les autres services auxiliaires; d) respecte la classification des incidents adoptée par l'ENTSO pour l'électricité conformément à l'article 8, paragraphe 3, point a), du règlement (CE) n o 714/2009 et soumet à l'ENTSO pour l'électricité les informations requises pour exécuter les tâches de définition de la classification des incidents; ete) contrôle, sur une base annuelle, l'adéquation des outils d'exploitation du réseau établis en application des points a) et b) requis pour maintenir la sécurité d'exploitation. Chaque GRT détermine les éventuelles améliorations appropriées à apporter à ces outils d'exploitation du réseau, en tenant compte des rapports annuels établis par l'ENTSO pour l'électricité sur la base de l'échelle de classification des incidents conformément à l'article 15. Toute amélioration ainsi recensée est ensuite mise en œuvre par le GRT.
a) attester la conformité d'un nouvel élément du réseau de transport avec toutes les dispositions techniques et organisationnelles du présent règlement applicables à l'exploitation, en vue de sa première mise en service; b) attester la conformité d'une nouvelle installation d'un USR ou d'un GRD avec toutes les dispositions techniques et organisationnelles du présent règlement applicables à l'exploitation, en vue de sa première mise en service; c) attester la conformité avec toutes les dispositions techniques et organisationnelles du présent règlement applicables à l'exploitation en cas de modification d'un élément du réseau ou d'une installation d'un USR ou d'un GRD pertinente pour l'exploitation du réseau; d) évaluer les effets négatifs possibles d'une défaillance, d'un court-circuit ou d'un autre incident non prévu et inattendu dans l'exploitation du réseau, sur un élément du réseau de transport ou une installation d'un USR ou d'un GRD.
a) que le GRT veille au fonctionnement correct des éléments du réseau de transport; b) que le GRD ou les USR veillent au fonctionnement correct des réseaux de distribution ou des installations des USR; c) que le GRT, le GRD ou l'USR maintienne les pratiques d'exploitation existantes ou en mette au point de nouvelles; d) que le GRT veille à l'exécution des services auxiliaires; e) que le GRT, le GRD ou l'USR acquière des informations sur la performance des éléments du réseau de transport et des installations des USR et des GRD dans toutes les conditions et en conformité avec les dispositions pertinentes du présent règlement applicables à l'exploitation, en ce qui concerne: i) l'application contrôlée de variations de la fréquence ou de la tension en vue de recueillir des informations sur le comportement du réseau de transport et de ses éléments; et ii) l'essai de pratiques d'exploitation en état d'urgence et en état de reconstitution.
a) incorporés dans le processus de formation et de certification du personnel chargé de l'exploitation en temps réel; b) pris en considération dans le processus de recherche et de développement de l'ENTSO pour l'électricité; et c) utilisés pour améliorer les pratiques d'exploitation, y compris celles en état d'urgence et de reconstitution.
a) l'ensemble de la documentation et des certificats d'équipement à fournir par l'USR; b) les éléments des données techniques de l'installation de l'USR pertinents pour l'exploitation du réseau; c) les exigences applicables aux modèles pour l'évaluation de la stabilité dynamique; et d) les études effectuées par l'USR qui démontrent le résultat attendu de l'évaluation de la stabilité dynamique, le cas échéant.
a) un programme initial de formation pour la certification et un programme de formation continue de son personnel chargé de l'exploitation en temps réel du réseau de transport; b) un programme de formation de son personnel chargé de la planification de l'exploitation. Chaque GRT contribue à l'élaboration et à l'adoption des programmes de formation du personnel des coordinateurs régionaux de la sécurité compétents; c) un programme de formation de son personnel chargé de l'équilibrage.
a) une description des éléments du réseau de transport; b) l'exploitation du réseau de transport dans tous les états du réseau, y compris la reconstitution; c) l'utilisation des systèmes et processus disponibles en conditions réelles; d) la coordination des opérations inter-GRT et de l'organisation des marchés; e) la reconnaissance et le traitement des situations d'exploitation exceptionnelles; f) les domaines pertinents d'ingénierie électrique; g) les aspects pertinents du marché intérieur de l'électricité de l'Union; h) les aspects pertinents des codes de réseau ou des lignes directrices adoptés conformément aux articles 6 et 18 du règlement (CE) n o 714/2009;i) la sécurité des personnes et la sûreté des installations nucléaires et des autres équipements dans la gestion du réseau de transport; j) la coopération et la coordination inter-GRT dans l'exploitation en temps réel et dans la planification de l'exploitation au niveau des principaux centres de conduite, formation donnée en langue anglaise sauf indication contraire; k) la formation conjointe avec les GRD et les USR raccordés au réseau de transport, le cas échéant; l) les aptitudes comportementales, en mettant l'accent sur la gestion du stress, le comportement humain en situation critique, la responsabilité et la motivation; et m) les pratiques et outils de la planification de l'exploitation, notamment ceux utilisés avec les coordinateurs régionaux de la sécurité pour la planification de l'exploitation.
a) des qualifications et du processus de sélection du personnel des GRT à former; b) de la formation requise pour la certification du personnel du gestionnaire de réseau chargé de l'exploitation en temps réel; c) des processus, y compris la documentation y afférente, concernant les programmes de formation initiale et continue; d) du processus de certification du personnel du gestionnaire de réseau chargé de l'exploitation en temps réel; et e) du processus de prolongation d'une période de formation et de certification pour le personnel du gestionnaire de réseau chargé de l'exploitation en temps réel.
a) à un an, conformément aux articles 66, 67 et 68; b) le cas échéant, à une semaine, conformément à l'article 69; c) journalière, conformément à l'article 70; et d) infrajournalière, conformément à l'article 70.
a) la demande d'électricité; b) les conditions relatives à la contribution des sources d'énergie renouvelables; c) la détermination des importations et exportations, y compris les valeurs de référence partagées permettant les opérations de fusion; d) le plan de production d'électricité, avec un parc de production d'électricité pleinement disponible; et e) le développement du réseau à un an.
a) les schémas typiques d'échanges transfrontaliers pour différents niveaux de consommation, de production à partir de sources d'énergie renouvelables et de production conventionnelle; b) la probabilité de réalisation des scénarios; c) les dépassements potentiels des limites de sécurité d'exploitation dans chaque scénario; d) le volume de puissance produite et consommée par les installations de production d'électricité et les installations de consommation raccordées aux réseaux de distribution.
a) pointe d'hiver, 3 e mercredi de janvier de l'année en cours, 10 h 30 HEC;b) creux d'hiver, 2 e dimanche de janvier de l'année en cours, 3 h 30 HEC;c) pointe de printemps, 3 e mercredi d'avril de l'année en cours, 10 h 30 HEC;d) creux de printemps, 2 e dimanche d'avril de l'année en cours, 3 h 30 HEC;e) pointe d'été, 3 e mercredi de juillet de l'année précédente, 10 h 30 HEC;f) creux d'été, 2 e dimanche de juillet de l'année précédente, 3 h 30 HEC;g) pointe d'automne, 3 e mercredi d'octobre de l'année précédente, 10 h 30 HEC;h) creux d'automne, 2 e dimanche d'octobre de l'année précédente, 3 h 30 HEC.
a) fixe, avec les GRT voisins, une estimation du flux de puissance sur les systèmes HVDC reliant leurs zones de contrôle; b) équilibre, pour chaque scénario, la somme des éléments suivants: i) les échanges nets sur les lignes à courant alternatif; ii) les estimations des flux de puissance sur les systèmes HVDC; iii) la consommation, y compris l'estimation des pertes; et iv) la production.
a) est cohérente avec les données structurelles fournies conformément aux dispositions des articles 41, 43, 45 et 48; b) est cohérente avec les scénarios élaborés conformément à l'article 65; et c) distingue le type de source d'énergie primaire.
a) délais pour la collecte des modèles de réseaux individuels à un an, pour leur fusion en un modèle de réseau commun et pour la sauvegarde des modèles de réseaux individuels et communs; b) contrôle de la qualité des modèles de réseaux individuels et communs afin de veiller à leur exhaustivité et à leur cohérence; et c) correction et amélioration des modèles de réseaux individuels et communs, avec au moins la mise en œuvre des contrôles de qualité visés au point b).
a) la définition des horodatages; b) les délais pour la collecte des modèles de réseaux individuels, pour leur fusion en un modèle de réseau commun et pour la sauvegarde des modèles de réseaux individuels et communs. Les délais sont compatibles avec les procédures régionales établies pour la préparation et l'activation d'actions correctives; c) le contrôle de la qualité des modèles de réseaux individuels et communs à mettre en œuvre, afin de s'assurer de leur exhaustivité et de leur cohérence; d) la correction et l'amélioration des modèles de réseaux individuels et communs, avec au moins la mise en œuvre des contrôles de qualité visés au point c); et e) le traitement des informations complémentaires sur les modalités d'exploitation, telles que les paramètres de réglage de protection ou les dispositifs de protection du réseau, les schémas unifilaires et les configurations de postes électriques, afin de gérer la sécurité d'exploitation.
a) les prévisions actualisées en matière de charge et de production d'électricité; b) les résultats disponibles des marchés journaliers et infrajournaliers; c) les résultats disponibles des opérations de programmation décrites au titre 6 de la partie III; d) pour les installations de production d'électricité raccordées aux réseaux de distribution, la puissance produite agrégée, ventilée selon le type de source d'énergie primaire conformément aux données fournies en application des articles 40, 43, 44, 48, 49 et 50; e) la topologie actualisée du réseau de transport.
a) la cohérence de l'état de raccordement des interconnexions; b) que les valeurs de tension se situent dans les valeurs d'exploitation habituelles en ce qui concerne les éléments du réseau de transport qui influent sur les autres zones de contrôle; c) la cohérence des surcharges transitoires admissibles des interconnexions; et d) que les injections ou soutirages de puissance active et réactive sont compatibles avec les valeurs d'exploitation habituelles.
a) à un an; b) à une semaine, s'il y a lieu conformément à l'article 69; c) journalière; et d) infrajournalière.
a) les flux de puissance et les tensions supérieurs aux limites de sécurité d'exploitation; b) le dépassement des limites de stabilité du réseau de transport déterminées conformément à l'article 38, paragraphes 2 et 6; et c) les dépassements des seuils de court-circuit du réseau de transport.
a) des méthodes pour évaluer l'influence des éléments des réseaux de transport et des USR situés en dehors de la zone de contrôle d'un GRT, afin d'identifier les éléments inclus dans la zone d'observabilité et les seuils d'influence d'aléa au-delà desquels les aléas de ces éléments constituent des aléas externes; b) des principes pour l'évaluation commune des risques, couvrant au moins, pour les aléas visés à l'article 33: i) la probabilité associée; ii) les surcharges transitoires admissibles; et iii) les incidences des aléas;
c) des principes pour l'analyse et le traitement des incertitudes en matière de production d'électricité et de consommation, tenant compte d'une marge de fiabilité conforme à l'article 22 du règlement (UE) 2015/1222; d) les exigences de coordination et d'échange d'informations entre les coordinateurs régionaux en matière de sécurité, en ce qui concerne les tâches énumérées à l'article 77, paragraphe 3; e) le rôle de l'ENTSO pour l'électricité en ce qui concerne la gestion des instruments communs, l'amélioration des règles sur la qualité des données, le suivi de la méthodologie pour l'analyse coordonnée de la sécurité d'exploitation et le suivi des dispositions communes applicables à chaque région de calcul de la capacité aux fins de la coordination régionale de la sécurité d'exploitation.
a) l'état de raccordement ou les valeurs électriques (telles que la tension, le flux de puissance ou l'angle du rotor) qui influent de manière significative sur la justesse des résultats de l'estimation de l'état de la zone de contrôle du GRT, au-delà de seuils communs; b) l'état de raccordement ou les valeurs électriques (telles que la tension, le flux de puissance ou l'angle du rotor) qui influent de manière significative sur la justesse des résultats de l'analyse de la sécurité d'exploitation réalisée par le GRT, au-delà de seuils communs; et c) la nécessité d'assurer une représentation adéquate des éléments raccordés dans la zone d'observabilité du GRT.
a) chaque élément présente, dans la zone de contrôle du GRT, un facteur d'influence sur les valeurs électriques, telles que la tension, le flux de puissance ou l'angle du rotor, supérieur aux seuils d'influence d'aléa communs, ce qui signifie que l'indisponibilité de cet élément peut considérablement influer sur les résultats de l'analyse des aléas du GRT; b) le choix des seuils d'influence des aléas doit minimiser le risque que l'occurrence d'un aléa identifié dans la zone de contrôle d'un autre GRT, mais pas dans la liste des aléas externes du GRT, puisse entraîner pour un GRT un comportement de réseau considéré comme non acceptable pour un élément de sa liste des aléas internes, tel qu'un état d'urgence; c) l'évaluation d'un tel risque s'appuie sur des situations représentatives des différentes conditions envisageables, caractérisées par des variables telles que le niveau et le schéma de production d'électricité, les échanges transfrontaliers d'électricité et les indisponibilités d'actifs.
a) la cohérence de la définition des aléas exceptionnels; b) l'évaluation de la probabilité et de l'impact des aléas exceptionnels; et c) la prise en compte des aléas exceptionnels dans la liste des aléas d'un GRT dès lors que leur probabilité dépasse un seuil commun.
a) les conditions harmonisées dans lesquelles un GRT met à jour son analyse de la sécurité d'exploitation. Ces conditions tiennent compte de tous les aspects pertinents, tels que l'horizon prévisionnel de la production et de la demande, le niveau de changement des valeurs prévues au sein de la zone de contrôle du GRT ou des zones de contrôle d'autres GRT, l'emplacement de la production et de la demande, les résultats précédents de son analyse de la sécurité d'exploitation; et b) la fréquence minimale de mise à jour des prévisions de production et de demande, en fonction de leur variabilité et de la puissance installée de production d'électricité obtenue à partir de ressources non appelables.
a) les conditions et la fréquence de la coordination infrajournalière des analyses de la sécurité d'exploitation et des mises à jour du modèle de réseau commun par le coordinateur de sécurité régional; b) la méthodologie pour la préparation des actions correctives gérées de façon coordonnée, vu leurs incidences transfrontalières déterminées conformément à l'article 35 du règlement (UE) 2015/1222, en tenant compte des exigences des articles 20 à 23 et en déterminant au moins: i) la procédure pour l'échange, entre les GRT concernés et le coordinateur de sécurité régional, des informations relatives aux actions correctives disponibles; ii) la classification des contraintes et des actions correctives, conformément à l'article 22; iii) l'établissement des actions correctives les plus efficaces et présentant le meilleur rapport coût/efficacité, en cas d'atteintes à la sécurité d'exploitation telles que mentionnées à l'article 22; iv) la préparation et l'activation d'actions correctives, conformément à l'article 23, paragraphe 2; v) la répartition des coûts liés aux actions correctives visées à l'article 22, qui complète le cas échéant la méthodologie commune élaborée en application de l'article 74 du règlement (UE) 2015/1222. En règle générale, les coûts des congestions non liées à des échanges transfrontaliers sont à la charge du GRT responsable de la zone de contrôle concernée. Les coûts de suppression des congestions liées à des échanges transfrontaliers sont couverts par les GRT responsables des zones de contrôle au prorata de l'impact aggravant des échanges d'énergie entre des zones de contrôle données sur l'élément de réseau saturé.
a) la désignation d'un ou de plusieurs coordinateurs régionaux de la sécurité qui effectueront les tâches visées au paragraphe 3 pour cette région de calcul de la capacité; b) les règles régissant la gouvernance et le travail du ou des coordinateurs régionaux de la sécurité, avec une garantie de traitement équitable de tous les GRT membres; c) si les GRT proposent de désigner plusieurs coordinateurs régionaux de la sécurité conformément au point a): i) une proposition de répartition cohérente des tâches entre les coordinateurs régionaux de la sécurité qui travailleront dans cette région de calcul de la capacité. La proposition tient compte de la nécessité de coordonner les différentes tâches attribuées aux coordinateurs régionaux de la sécurité; ii) une évaluation démontrant que la proposition d'organisation des coordinateurs régionaux de la sécurité et d'attribution de leurs tâches est efficiente et efficace et qu'elle coïncide avec le calcul régional coordonné de la capacité établi en application des articles 20 et 21 du règlement (UE) 2015/1222; iii) une procédure concrète de coordination et de décision pour résoudre les différences de point de vue entre les coordinateurs régionaux de la sécurité au sein de la région de calcul de la capacité.
a) chaque GRT est couvert par au moins un coordinateur de sécurité régional; b) tous les GRT veillent à ce que le nombre total de coordinateurs régionaux de la sécurité dans l'ensemble de l'Union ne soit pas supérieur à six.
a) la coordination régionale de la sécurité d'exploitation, conformément à l'article 78, en vue d'aider les GRT à remplir les obligations relatives aux échéances à un an, journalière et infrajournalière qui leur incombent en vertu de l'article 34, paragraphe 3, et des articles 72 et 74; b) l'élaboration du modèle de réseau commun, en application de l'article 79; c) la coordination régionale des indisponibilités, conformément à l'article 80, en vue d'aider les GRT à remplir les obligations qui leur incombent en vertu des articles 98 et 100; d) l'évaluation de l'adéquation régionale, conformément à l'article 81, en vue d'aider les GRT à remplir les obligations qui leur incombent en vertu de l'article 107.
a) la liste des aléas actualisée, établie conformément aux critères définis dans la méthodologie de coordination de l'analyse de la sécurité d'exploitation, adoptée en application de l'article 75, paragraphe 1; b) la liste actualisée des actions correctives possibles, parmi les catégories figurant à l'article 22, et l'estimation de leur coût, fournie conformément à l'article 35 du règlement (UE) 2015/1222, si une action corrective prévoit un redispatching ou des échanges de contrepartie visant à contribuer à alléger toute contrainte recensée dans la région; et c) les limites de sécurité d'exploitation établies conformément à l'article 25.
a) il réalise l'évaluation régionale coordonnée de la sécurité d'exploitation, conformément à l'article 76, sur la base des modèles de réseaux communs établis en application de l'article 79, de la liste des aléas et des limites de sécurité d'exploitation fournis par chaque GRT conformément au paragraphe 1. Il communique les résultats de l'évaluation régionale coordonnée de la sécurité d'exploitation au moins à tous les GRT de la région de calcul de la capacité. S'il détecte une contrainte, il recommande aux GRT concernés les actions correctives les plus efficaces et économiquement efficientes, et il peut également recommander des actions correctives différentes de celles proposées par les GRT. Cette recommandation d'actions correctives est accompagnée d'explications sur les raisons qui la motivent; b) il coordonne la préparation des actions correctives, avec les GRT et entre eux, conformément à l'article 76, paragraphe 1, point b), afin de permettre aux GRT de lancer les actions correctives de façon coordonnée et en temps réel.
a) les plans de disponibilité de ses actifs internes pertinents, stockés dans l'environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation; b) les plans de disponibilité les plus récents pour tous les actifs non pertinents de sa zone de contrôle qui sont: i) susceptibles d'influer sur les résultats de l'analyse des incompatibilités dans la planification des indisponibilités; ii) modélisés dans les modèles de réseaux individuels qui sont utilisés pour l'analyse des incompatibilités dans la planification des indisponibilités;
c) les scénarios à propos desquels les incompatibilités dans la planification des indisponibilités doivent être examinées et utilisées afin d'élaborer les modèles de réseaux communs correspondants sur la base des modèles de réseaux communs pour différentes échéances établies conformément aux articles 67 et 79.
a) la consommation totale attendue et les ressources disponibles pour la participation active de la demande; b) la disponibilité des unités de production d'électricité; et c) les limites de sécurité d'exploitation.
a) la fréquence, la portée et le type de coordination, au moins pour les échéances à un an et à une semaine; b) des dispositions relatives au recours aux évaluations menées par le coordinateur de sécurité régional en application de l'article 80; c) des mesures pratiques pour la validation des plans de disponibilité des éléments de réseau pertinents à un an, conformément à l'article 98.
a) des aspects quantitatifs fondés sur l'évaluation des changements de valeurs électriques telles que la tension, les flux de puissance ou l'angle du rotor sur au moins un élément de réseau de la zone de contrôle d'un GRT, consécutifs au changement de l'état de disponibilité d'un actif pertinent potentiel situé dans une autre zone de contrôle. Cette évaluation est menée sur la base des modèles de réseaux communs à un an; b) des seuils de sensibilité des valeurs électriques visées au point a), permettant d'évaluer la pertinence d'un actif. Ces seuils sont harmonisés au moins par zone synchrone; c) la capacité des unités de production d'électricité ou des installations de consommation pertinentes potentielles à entrer dans la catégorie des USR; d) des aspects qualitatifs tels que, de manière non exhaustive, la taille des unités de production d'électricité, des installations de consommation et des éléments de réseau potentiellement pertinents et leur proximité par rapport aux limites d'une zone de contrôle; e) la pertinence systématique de tous les éléments de réseau situés dans un réseau de transport ou de distribution raccordant plusieurs zones de contrôle; et f) la pertinence systématique de tous les éléments critiques de réseau.
a) informe les propriétaires des unités de production d'électricité pertinentes et des installations de consommation pertinentes de leur ajout à la liste; b) informe les GRD des unités de production d'électricité pertinentes et des installations de consommation pertinentes qui sont raccordées à leur réseau de distribution; et c) informe les GRFD des unités de production d'électricité pertinentes et des installations de consommation pertinentes qui sont raccordées à leur réseau fermé de distribution.
a) informe le propriétaire de cet élément de réseau de son ajout à la liste; b) informe les GRD des éléments de réseau pertinents qui sont raccordés à leur réseau de distribution; et c) informe les GRFD des éléments de réseau pertinents qui sont raccordés à leur réseau fermé de distribution.
a) "disponible", si l'actif pertinent est en état et prêt à fournir des services, qu'il soit en service ou non; b) "indisponible", si l'actif pertinent n'est pas en état ni prêt à fournir des services; c) "à l'essai", si la capacité de l'actif pertinent à fournir des services est soumise à essai.
a) entre le premier raccordement et la première mise en service de l'actif pertinent; et b) directement après la maintenance de l'actif pertinent.
a) la raison de l'état "indisponible" d'un actif pertinent; b) si ces conditions sont connues, les conditions à remplir avant d'appliquer en temps réel l'état "indisponible" d'un actif pertinent; c) le temps nécessaire pour remettre un actif pertinent en service, si cela est nécessaire pour maintenir la sécurité d'exploitation.
a) selon l'ordre d'arrivée des demandes; et b) en appliquant la procédure établie conformément à l'article 100.
a) il informe chaque responsable de la planification des indisponibilités affecté des conditions à remplir pour atténuer les incompatibilités détectées pour la planification des indisponibilités; b) il peut demander à un ou plusieurs responsables de la planification des indisponibilités de présenter un autre plan de disponibilité répondant aux conditions visées au point a); et c) il effectue une nouvelle fois l'évaluation visée au paragraphe 1 afin de déterminer s'il subsiste des incompatibilités de la planification des indisponibilités.
a) il tient compte des impacts signalés par les responsables de la planification des indisponibilités affectés ainsi que par le GRD ou le GRFD, le cas échéant; b) il n'apporte que les modifications strictement nécessaires pour atténuer les incompatibilités de la planification des indisponibilités; et c) il notifie à son autorité de régulation, aux GRD et GRFD affectés le cas échéant et aux responsables de la planification des indisponibilités affectés ce nouveau plan de disponibilité, en indiquant les raisons de son élaboration ainsi que les impacts signalés par les responsables de la planification des indisponibilités affectés et, le cas échéant, par les GRD ou les GRFD.
a) limite l'impact sur le marché, tout en préservant la sécurité d'exploitation; et b) s'appuie sur les plans de disponibilité présentés et élaborés en application de l'article 94.
a) prend les mesures nécessaires pour planifier cet état "indisponible" tout en assurant la sécurité d'exploitation, en tenant compte de l'impact qui lui a été signalé par les responsables de la planification des indisponibilités concernés; b) signale à toutes les parties affectées les mesures visées au point a); et c) signale les mesures prises aux autorités de régulation pertinentes, aux GRD ou aux GRFD affectés le cas échéant, et aux responsables de la planification des indisponibilités concernés, en indiquant leur justification ainsi que les impacts signalés par les responsables de la planification des indisponibilités affectés et par les GRD ou les GRFD, le cas échéant.
a) fait passer de manière forcée à "disponible" tous les états "indisponible" ou "à l'essai" pour les actifs pertinents concernés par une incompatibilité dans la planification des indisponibilités durant la période visée; et b) signale les mesures prises aux autorités de régulation pertinentes, aux GRD ou aux GRFD affectés le cas échéant, et aux responsables de la planification des indisponibilités concernés, en indiquant leur justification ainsi que les impacts signalés par les responsables de la planification des indisponibilités et par les GRD ou les GRFD, le cas échéant.
a) finalise la coordination des indisponibilités à un an pour les actifs internes pertinents; et b) finalise les plans de disponibilité à un an des actifs internes pertinents et les stocke dans l'environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation.
a) le GRT qui reçoit la demande en accuse bonne réception et détermine, dans les meilleurs délais raisonnablement possibles, si cette modification entraîne des incompatibilités de la planification des indisponibilités; b) si des incompatibilités de la planification des indisponibilités sont détectées, les GRT concernés de la région de coordination des indisponibilités emploient les moyens dont ils disposent pour déterminer ensemble une solution, en coordination avec les responsables de la planification des indisponibilités concernés et, le cas échéant, les GRD et les GRFD; c) si aucune incompatibilité dans la planification des indisponibilités n'est détectée ou ne subsiste, le GRT qui a reçu la demande valide la modification demandée, ce dont les GRT concernés informent toutes les parties affectées, et met à jour le plan final de disponibilité à un an dans l'environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation; et d) si aucune solution n'est trouvée pour les incompatibilités de la planification des indisponibilités, le GRT qui reçoit la demande rejette celle-ci.
a) le GRT demandeur prépare une proposition de modification du plan de disponibilité à un an, dans laquelle il détermine si cette modification pourrait entraîner des incompatibilités de la planification des indisponibilités, et présente sa proposition à tous les autres GRT de sa ou ses régions de coordination des indisponibilités; b) si des incompatibilités de la planification des indisponibilités sont détectées, les GRT concernés de la région de coordination des indisponibilités emploient les moyens dont ils disposent pour déterminer ensemble une solution, en coordination avec les responsables de la planification des indisponibilités concernés et, le cas échéant, les GRD et les GRFD; c) si aucune incompatibilité dans la planification des indisponibilités n'est détectée ou s'il est trouvé une solution à une incompatibilité, les GRT concernés valident la modification demandée, puis en informent toutes les parties affectées et mettent à jour le plan final de disponibilité à un an dans l'environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation; d) s'il n'est trouvé aucune solution aux incompatibilités de la planification des indisponibilités, le GRT demandeur retire la procédure de modification.
a) un plan d'essai détaillé; b) un programme indicatif de production ou de consommation si l'actif pertinent concerné est une unité de production d'électricité ou une installation de consommation pertinente; et c) les changements apportés à la topologie du réseau de transport ou du réseau de distribution si l'actif pertinent concerné est un élément de réseau pertinent.
a) la raison de l'indisponibilité fortuite; b) la durée probable de l'indisponibilité fortuite; et c) le cas échéant, l'impact de l'indisponibilité fortuite sur l'état de disponibilité des autres actifs pertinents pour lesquels il est le responsable de la planification des indisponibilités.
a) utilise les derniers plans de disponibilité et les données les plus récentes concernant: i) les capacités des unités de production d'électricité, fournies conformément à l'article 43, paragraphe 5, et aux articles 45 et 51; ii) la capacité d'échange entre zones; iii) la participation active potentielle de la demande, fournie conformément aux articles 52 et 53;
b) tient compte des contributions de production d'électricité à partir de sources renouvelables et de la charge; c) évalue la probabilité et la durée possible d'une absence d'adéquation, ainsi que la quantité d'énergie non fournie du fait de cette absence.
a) les programmes visés à l'article 111; b) les prévisions de charge; c) les prévisions de production d'électricité à partir de sources renouvelables; d) les réserves de puissance active selon les données fournies conformément à l'article 46, paragraphe 1, point a); e) les capacités d'importation et d'exportation de la zone de contrôle, conformes aux capacités d'échange entre zones calculées le cas échéant conformément à l'article 14 du règlement (UE) 2015/1222; f) les capacités des unités de production d'électricité, selon les données fournies conformément à l'article 43, paragraphe 4, et aux articles 45 et 51, et leurs états de disponibilité; et g) les capacités des installations de consommation avec participation active de la demande, selon les données fournies conformément aux articles 52 et 53, et leurs états de disponibilité.
a) le niveau minimal d'importations et le niveau maximal d'exportations compatibles avec l'adéquation dans sa zone de contrôle; b) la durée probable d'une éventuelle absence d'adéquation; et c) la quantité d'énergie non fournie en cas d'absence d'adéquation.
a) conçoit, organise et gère l'acquisition des services auxiliaires; b) contrôle, sur la base des données fournies conformément au titre 2 de la partie II, si le niveau et l'emplacement des services auxiliaires disponibles permettent d'assurer la sécurité d'exploitation; et c) utilise tous les moyens réalistes et efficaces sur le plan économique disponibles pour acquérir le niveau nécessaire de services auxiliaires.
a) les capacités de puissance réactive disponibles des installations de production d'électricité; b) les capacités de puissance réactive disponibles des installations de consommation raccordées au réseau de transport; c) les capacités de puissance réactive disponibles des GRD; d) la disponibilité des équipements raccordés au réseau de transport et consacrés à la fourniture de puissance réactive; et e) le ratio entre puissance active et puissance réactive à l'interface entre le réseau de transport et les réseaux de distribution raccordés au réseau de transport.
a) en informe les GRT voisins; et b) prépare et active des actions correctives conformément à l'article 23.
a) les programmes de production; b) les programmes de consommation; c) les programmes d'échanges commerciaux intérieurs; et d) les programmes d'échanges commerciaux extérieurs.
a) les programmes d'échanges commerciaux extérieurs suivants: i) les échanges multilatéraux entre la zone de programmation et un groupe d'autres zones de programmation; ii) les échanges bilatéraux entre la zone de programmation et une autre zone de programmation;
b) les programmes d'échanges commerciaux intérieurs entre l'agent de transfert et les contreparties centrales; c) les programmes d'échanges commerciaux intérieurs entre l'agent de transfert et les autres agents de transfert.
a) les programmes externes compensés agrégés; et b) la position nette des échanges en courant alternatif, si la zone de programmation est raccordée à d'autres zones de programmation par des lignes de transport à courant alternatif.
a) les programmes de production; et b) les programmes de consommation.
a) les modèles de réseaux individuels à un an, par GRT et par scénario, déterminés conformément à l'article 66; et b) les modèles de réseaux communs à un an, par scénario, déterminés conformément à l'article 67.
a) les modèles de réseaux individuels journaliers et infrajournaliers, par GRT et par résolution temporelle, déterminés conformément à l'article 70, paragraphe 1; b) les échanges programmés aux instants pertinents, par zone de programmation ou par frontière de zone de programmation selon ce que les GRT estiment pertinent, et par système HVDC reliant les zones de programmation; c) les modèles de réseaux communs journaliers et infrajournaliers selon la résolution temporelle déterminée conformément à l'article 70, paragraphe 1; et d) une liste des actions correctives préparées et convenues pour faire face aux contraintes ayant une incidence transfrontalière.
a) les données relatives à l'adéquation du réseau pour la saison à venir, fournies par chaque GRT; b) le rapport d'analyse de l'adéquation du système paneuropéen pour la saison à venir; c) les prévisions utilisées pour déterminer l'adéquation, conformément à l'article 104; et d) les informations relatives aux absences d'adéquation, conformément à l'article 105, paragraphe 4.
a) les règles de dimensionnement applicables aux réserves FCR, conformément à l'article 153; b) les propriétés complémentaires des FCR, conformément à l'article 154, paragraphe 2; c) les paramètres de définition de la qualité de la fréquence et les paramètres cibles de la qualité de la fréquence, conformément à l'article 127; d) pour les zones synchrones CE et pays nordiques, les paramètres cibles de l'écart de réglage dans la restauration de la fréquence pour chaque bloc RFP, conformément à l'article 128; e) la méthodologie d'évaluation du risque et de l'évolution du risque d'épuisement des réserves FCR de la zone synchrone, conformément à l'article 131, paragraphe 2; f) le superviseur de zone synchrone, conformément à l'article 133; g) le calcul du programme de réglage à partir de la position nette des échanges en courant alternatif de la zone avec une période de rampe commune pour le calcul de l'ACE pour une zone synchrone comptant plusieurs zones RFP, conformément à l'article 136; h) s'il y a lieu, les restrictions applicables à la production de puissance active des interconnexions HVDC entre des zones synchrones, conformément à l'article 137; i) la structure du réglage fréquence-puissance, conformément à l'article 139; j) s'il y a lieu, la méthodologie à appliquer pour réduire l'écart temporel électrique, conformément à l'article 181; k) lorsque la zone synchrone est exploitée par plusieurs GRT, la répartition spécifique des responsabilités entre les différents GRT, conformément à l'article 141; l) les procédures opérationnelles en cas d'épuisement des FCR, conformément à l'article 152, paragraphe 7; m) 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); n) les procédures opérationnelles destinées à réduire l'écart de fréquence sur le réseau afin de ramener le réseau à l'état normal et de limiter le risque de passer à l'état d'urgence, conformément à l'article 152, paragraphe 10; o) les rôles et les responsabilités des GRT lorsqu'ils mettent en œuvre un processus de compensation des déséquilibres, un processus d'activation de la réserve FRR transfrontalière ou un processus d'activation de la réserve RR transfrontalière, conformément à l'article 149, paragraphe 2; p) les exigences concernant la disponibilité, la fiabilité et la redondance des infrastructures techniques, conformément à l'article 151, paragraphe 2; q) les règles communes d'exploitation en état normal et en état d'alerte, conformément à l'article 152, paragraphe 6, et les actions visées à l'article 152, paragraphe 15; r) 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; s) 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; t) le cas échéant, pour les zones synchrones autres que la zone CE, les limites applicables aux échanges de réserves FCR entre les GRT, conformément à l'article 163, paragraphe 2; u) les rôles et les responsabilités des GRT de raccordement des réserves, des GRT destinataires des réserves et des GRT affectés en ce qui concerne l'échange de FRR et de RR, conformément à l'article 165, paragraphe 1; v) les rôles et les responsabilités des GRT fournisseurs de la capacité de réglage, des GRT destinataires de la capacité de réglage et des GRT affectés en ce qui concerne le partage de FRR et RR, défini conformément à l'article 166, paragraphe 1; w) les rôles et les responsabilités du GRT de raccordement des réserves, du GRT destinataire des réserves et du GRT affecté en ce qui concerne l'échange de réserves entre zones synchrones, et du GRT fournisseur de la capacité de réglage, du GRT destinataire de la capacité de réglage et du GRT affecté en ce qui concerne le partage de réserves entre zones synchrones, définis conformément à l'article 171, paragraphe 2; x) la méthodologie à appliquer pour déterminer les limites du volume de partage de FCR entre des zones synchrones, définie conformément à l'article 174, paragraphe 2; y) pour les zones synchrones GB et IE/NI, la méthodologie pour la fourniture minimale de capacité de réserve FCR entre zones synchrones, définie conformément à l'article 174, paragraphe 2, point b); z) la méthodologie à appliquer pour déterminer les limites du volume d'échange de FRR entre des zones synchrones, conformément à l'article 176, paragraphe 1, et la méthodologie à appliquer pour déterminer les limites du volume de partage de FRR entre zones synchrones, définies conformément à l'article 177, paragraphe 1; et aa) la méthodologie à appliquer pour déterminer les limites du volume d'échange de RR entre zones synchrones, conformément à l'article 178, paragraphe 1, et la méthodologie à appliquer pour déterminer les limites du volume de partage de RR entre zones synchrones, définies conformément à l'article 179, paragraphe 1.
a) lorsque le bloc RFP comporte plusieurs zones RFP, les paramètres cibles du FRCE pour chaque zone RFP définie conformément à l'article 128, paragraphe 4; b) le superviseur de bloc RFP, conformément à l'article 134, paragraphe 1; c) les restrictions de rampe pour la production de puissance active, conformément à l'article 137, paragraphes 3 et 4; d) lorsque le bloc RFP est exploité par plusieurs GRT, la répartition spécifique des responsabilités entre les différents GRT au sein du bloc RFP, conformément à l'article 141, paragraphe 9; e) s'il y a lieu, la désignation du GRT responsable des tâches visées à l'article 145, paragraphe 6; f) des exigences supplémentaires concernant la disponibilité, la fiabilité et la redondance des infrastructures techniques, conformément à l'article 151, paragraphe 3; g) les procédures opérationnelles à appliquer en cas d'épuisement des FRR et RR, définies conformément à l'article 152, paragraphe 8; h) les règles de dimensionnement des FRR, définies conformément à l'article 157, paragraphe 1; i) les règles de dimensionnement des RR, conformément à l'article 160, paragraphe 2; j) lorsque le bloc RFP est exploité par plusieurs GRT, la répartition spécifique des responsabilités, définie conformément à l'article 157, paragraphe 3, et, s'il y a lieu, la répartition spécifique des responsabilités, définie conformément à l'article 160, paragraphe 6; k) la procédure d'escalade définie conformément à l'article 157, paragraphe 4, et, s'il y a lieu, la procédure d'escalade définie conformément à l'article 160, paragraphe 7; l) les exigences de disponibilité des FRR et les exigences en matière de qualité du réglage, définies conformément à l'article 158, paragraphe 2, et, s'il y a lieu, les exigences de disponibilité des RR et les exigences en matière de qualité du réglage, définies conformément à l'article 161, paragraphe 2; m) le cas échéant, toute limite applicable à l'échange de FCR entre les zones RFP des différents blocs RFP situés dans la zone synchrone CE et à l'échange de FRR ou de RR entre les zones RFP d'un bloc RFP situé dans une zone synchrone comportant plusieurs blocs RFP, définie conformément à l'article 163, paragraphe 2, à l'article 167 et à l'article 169, paragraphe 2; n) les rôles et les responsabilités du GRT de raccordement des réserves, du GRT destinataire des réserves et du GRT affecté en ce qui concerne l'échange de FRR et/ou RR avec les GRT des autres blocs RFP, définis conformément à l'article 165, paragraphe 6; o) les rôles et les responsabilités du GRT fournisseur de la capacité de réglage, du GRT destinataire de la capacité de réglage et du GRT affecté en ce qui concerne le partage de FRR et RR, définis conformément à l'article 166, paragraphe 7; p) les rôles et les responsabilités du GRT fournisseur de la capacité de réglage, du GRT destinataire de la capacité de réglage et du GRT affecté en ce qui concerne le partage de FRR et RR entre des zones synchrones, définis conformément à l'article 175, paragraphe 2; q) les actions de coordination destinées à réduire le FRCE, définies conformément à l'article 152, paragraphe 14; et r) 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.
a) la répartition spécifique des responsabilités entre les GRT de la zone RFP, conformément à l'article 141, paragraphe 8; b) la nomination du GRT responsable de la mise en œuvre et de l'exécution du processus de restauration de la fréquence, conformément à l'article 143, paragraphe 4.
a) en cas de partage des FRR ou RR dans une même zone synchrone, les rôles et les responsabilités du GRT destinataire de la capacité de réglage, du GRT fournisseur de la capacité de réglage et des GRT affectés, conformément à l'article 165, paragraphe 3; ou b) en cas de partage des réserves entre zones synchrones, les rôles et les responsabilités du GRT destinataire de la capacité de réglage et du GRT fournisseur de la capacité de réglage, conformément à l'article 171, paragraphe 4, et les procédures à appliquer dans le cas où le partage de réserves entre zones synchrones n'est pas effectué en temps réel, conformément à l'article 171, paragraphe 9.
a) en cas d'échange de FRR ou RR dans une même zone synchrone, les rôles et les responsabilités du GRT de raccordement des réserves et du GRT destinataire des réserves, conformément à l'article 165, paragraphe 3; ou b) en cas d'échange de réserves entre zones synchrones, les rôles et les responsabilités du GRT de raccordement des réserves et du GRT destinataire des réserves, conformément à l'article 171, paragraphe 4, et les procédures à appliquer dans le cas où l'échange de réserves entre zones synchrones n'est pas effectué en temps réel, conformément à l'article 171, paragraphe 9.
a) la fréquence nominale pour toutes les zones synchrones; b) la plage de fréquence standard pour toutes les zones synchrones; c) l'écart maximal de fréquence instantané pour toutes les zones synchrones; d) l'écart maximal de fréquence en régime permanent pour toutes les zones synchrones; e) le délai de restauration de la fréquence pour toutes les zones synchrones; f) le délai de rétablissement de la fréquence pour les zones synchrones GB et IE/NI; g) la plage de restauration de la fréquence pour les zones synchrones GB, IE/NI et pays nordiques; h) la plage de rétablissement de la fréquence pour les zones synchrones GB et IE/NI; et i) le délai d'activation de l'état d'alerte pour toutes les zones synchrones.
a) le délai d'activation de l'état d'alerte; b) le nombre maximal de minutes en dehors de la plage de fréquence standard.
a) le délai de restauration de la fréquence; b) le délai d'activation de l'état d'alerte; et c) le nombre maximal de minutes en dehors de la plage de fréquence standard.
a) la modification proposée des paramètres définissant la qualité de la fréquence fixés à l'annexe III, tableau 1, ou du paramètre cible de la qualité de la fréquence fixé à l'annexe III, tableau 2, tient compte des éléments suivants: i) la taille du réseau, sur la base de la consommation et de la production de la zone synchrone ainsi que de l'inertie de cette zone; ii) l'incident de référence; iii) la structure et/ou la topologie du réseau; iv) le comportement en matière de consommation et de production d'électricité; v) le nombre et la réponse des unités de production d'électricité en mode de réglage restreint à la surfréquence et en mode de réglage restreint à la sous-fréquence, tels que définis à l'article 13, paragraphe 2, et à l'article 15, paragraphe 2, point c), du règlement (UE) 2016/631; vi) le nombre et la réponse des unités de consommation avec réglage activé de la fréquence du réseau par la participation active de la demande, ou avec réglage très rapide de la puissance active par la participation active de la demande, tels que définis aux articles 29 et 30 du règlement (UE) 2016/1388; et vii) les capacités techniques des unités de production d'électricité et des unités de consommation;
b) tous les GRT de la zone synchrone mènent une consultation publique portant sur l'incidence, pour les parties prenantes, de la modification proposée des paramètres définissant la qualité de la fréquence fixés à l'annexe III, tableau 1, ou du paramètre cible de la qualité de la fréquence fixé à l'annexe III, tableau 2.
a) le nombre d'intervalles de temps par an situés en dehors de la plage du FRCE de niveau 1 dans un intervalle de temps égal au délai de restauration de la fréquence est inférieur à 30 % des intervalles de temps sur l'année; et b) le nombre d'intervalles de temps par an situés en dehors de la plage du FRCE de niveau 2 dans un intervalle de temps égal au délai de restauration de la fréquence est inférieur à 5 % des intervalles de temps sur l'année.
a) le nombre maximal d'intervalles de temps situés en dehors de la plage du FRCE de niveau 1 comme indiqué à l'annexe IV, tableau, est inférieur ou égal à la valeur indiquée dans ledit tableau en pourcentage des intervalles de temps sur une année; b) le nombre maximal d'intervalles de temps situés en dehors de la plage du FRCE de niveau 2 comme indiqué à l'annexe IV, tableau, est inférieur ou égal à la valeur indiquée dans ledit tableau en pourcentage des intervalles de temps sur une année.
a) la collecte des données d'évaluation de la qualité de la fréquence; et b) le calcul des critères d'évaluation de la qualité de la fréquence.
a) pour la zone synchrone: i) les données instantanées sur la fréquence; et ii) les données sur l'écart instantané de fréquence;
b) pour chaque bloc RFP de la zone synchrone, les données instantanées sur le FRCE.
a) pour la zone synchrone lors du fonctionnement à l'état normal ou en état d'alerte, tels que définis à l'article 18, paragraphes 1 et 2, sur une base mensuelle pour les données instantanées sur la fréquence: i) la valeur moyenne; ii) l'écart type; iii) les 1 er , 5e , 10e , 90e , 95e et 99e centiles;iv) la durée totale pendant laquelle la valeur absolue de l'écart instantané de fréquence était supérieure à l'écart type de fréquence, en faisant la distinction entre les écarts instantanés de fréquence négatifs et positifs; v) la durée totale pendant laquelle la valeur absolue de l'écart instantané de fréquence était supérieure à l'écart de fréquence maximal instantané, en faisant la distinction entre les écarts instantanés de fréquence négatifs et positifs; vi) le nombre d'événements au cours desquels la valeur absolue de l'écart instantané de fréquence de la zone synchrone a dépassé 200 % de l'écart type de fréquence et l'écart de fréquence instantané n'a pas été ramené à 50 % de l'écart type de fréquence, pour la zone synchrone CE, et dans la plage de restauration de la fréquence, pour les zones synchrones GB, IE/NI et pays nordiques, dans le délai de restauration de la fréquence. Les données font la distinction entre les écarts de fréquence négatifs et positifs; vii) pour les zones synchrones GB et IE/NI, le nombre d'événements au cours desquels la valeur absolue de l'écart instantané de fréquence était en dehors de la plage de rétablissement de la fréquence et n'a pas été ramenée dans cette plage dans le délai de rétablissement de la fréquence, en faisant la distinction entre les écarts instantanés de fréquence négatifs et positifs;
b) pour chaque bloc RFP des zones synchrones CE ou pays nordiques lors du fonctionnement à l'état normal ou en état d'alerte, conformément à l'article 18, paragraphes 1 et 2, sur une base mensuelle: i) pour un ensemble de données contenant les valeurs moyennes du FRCE du bloc RFP pour des intervalles de temps égaux au délai de restauration de la fréquence: la valeur moyenne, l'écart type, les 1 er , 5e , 10e , 90e , 95e et 99e centiles,le nombre d'intervalles de temps durant lesquels la valeur moyenne du FRCE était en dehors de la plage du FRCE de niveau 1, en faisant la distinction entre FRCE négatif et positif et le nombre d'intervalles de temps durant lesquels la valeur moyenne du FRCE était en dehors de la plage du FRCE de niveau 2, en faisant la distinction entre FRCE négatif et positif;
ii) pour un ensemble de données contenant les valeurs moyennes du FRCE du bloc RFP sur des intervalles de temps d'une minute: le nombre d'événements sur une base mensuelle pour lesquels le FRCE a dépassé 60 % de la capacité de réserve FRR et n'a pas été ramené à 15 % de cette capacité dans le délai de restauration de la fréquence, en faisant la distinction entre FRCE négatif et positif;
c) pour les blocs RFP des zones synchrones GB ou IE/NI lors du fonctionnement à l'état normal ou en état d'alerte, conformément à l'article 18, paragraphes 1 et 2, sur une base mensuelle et pour un ensemble de données contenant les valeurs moyennes du FRCE du bloc RFP sur des intervalles de temps d'une minute: le nombre d'événements au cours desquels la valeur absolue du FRCE a dépassé l'écart maximal de la fréquence en régime permanent et au cours desquels le FRCE n'a pas été ramené à 10 % de cet écart dans le délai de restauration de la fréquence, en faisant la distinction entre FRCE négatif et positif.
a) mesures de la fréquence du réseau; b) calcul des données d'évaluation de la qualité de la fréquence; et c) communication des données d'évaluation de la qualité de la fréquence aux fins du processus d'application des critères.
a) le point de consigne de la puissance active horodaté pour l'exploitation en temps réel et future; et b) la production de puissance active totale horodatée.
a) obligations concernant les périodes de rampe et/ou les valeurs de rampe maximales au niveau des unités de production d'électricité et/ou des unités de consommation; b) obligations concernant les temps de démarrage de la rampe individuels pour les unités de production d'électricité et/ou les unités de consommation au sein du bloc RFP; et c) coordination de la rampe entre les unités de production d'électricité, les unités de consommation et la consommation de puissance active au sein du bloc RFP.
a) analysent si les paramètres cibles de la qualité de la fréquence ou les paramètres cibles du FRCE vont rester en dehors des valeurs cibles fixées pour la zone synchrone ou pour le bloc RFP et s'il existe un risque fondé que cela se produise, analysent les causes et formulent des recommandations; et b) élaborent des mesures d'atténuation pour faire en sorte que les valeurs cibles fixées pour la zone synchrone ou pour le bloc RFP puissent être respectées à l'avenir.
a) une structure pour l'activation des processus conformément à l'article 140; et b) une structure pour la responsabilité des processus conformément à l'article 141.
a) un FCP conformément à l'article 142; b) un FRP conformément à l'article 143; et c) pour la zone synchrone CE, un processus de réglage temporel conformément à l'article 181.
a) un RRP conformément à l'article 144; b) un processus de compensation des déséquilibres, conformément à l'article 146; c) un processus d'activation transfrontalière des FRR, conformément à l'article 147; d) un processus d'activation transfrontalière des RR, conformément à l'article 148; et e) pour les zones synchrones autres que CE, un processus de réglage temporel conformément à l'article 181.
a) la taille, l'inertie totale et l'inertie synthétique de la zone synchrone; b) la structure et/ou la topologie du réseau; et c) le comportement en matière de consommation, de production d'électricité et de HVDC.
a) une zone de surveillance correspond à une seule zone RFP, ou fait partie d'une seule zone RFP; b) une zone RFP correspond à un seul bloc RFP, ou fait partie d'un seul bloc RFP; c) un bloc RFP correspond à une seule zone synchrone, ou fait partie d'une seule zone synchrone; et d) chaque élément de réseau fait partie d'une seule zone de surveillance, d'une seule zone RFP et d'un seul bloc RFP.
a) surveillent en permanence le FRCE de la zone RFP; b) mettent en œuvre et exécutent un FRP pour la zone RFP; c) s'efforcent de respecter les paramètres cibles du FRCE applicables à la zone RFP, tels que définis à l'article 128; et d) ont le droit de mettre en œuvre un ou plusieurs des processus visés à l'article 140, paragraphe 2.
a) s'efforcent de respecter les paramètres cibles du FRCE applicables au bloc RFP, tels que définis à l'article 128; et b) respectent les règles de dimensionnement des FRR conformément à l'article 157 et les règles de dimensionnement des RR conformément à l'article 160.
a) mettent en œuvre et exécutent un FCP pour la zone synchrone; b) respectent les règles de dimensionnement des FCR, conformément à l'article 153; et c) s'efforcent de respecter les paramètres cibles de la qualité de la fréquence conformément à l'article 127.
a) réguler le FRCE vers zéro dans le délai de restauration de la fréquence; b) pour les zones synchrones GB et pays nordiques, remplacer progressivement les FCR activées par l'activation des FRR, conformément à l'article 145.
a) l'ACE d'une zone RFP, lorsqu'une zone synchrone compte plusieurs zones RFP; ou b) l'écart de fréquence, lorsque la zone RFP correspond au bloc RFP et à la zone synchrone.
a) le flux total de puissance active des lignes d'interconnexion physiques et virtuelles; et b) le programme de réglage, conformément à l'article 136.
a) restauration progressive des FRR activées; b) soutien à l'activation des FRR; c) pour les zones synchrones GB et IE/NI, restauration progressive des FCR et FRR activées.
a) est un dispositif de régulation automatique conçu pour ramener le FRCE à zéro; b) a un comportement proportionnel intégral; c) est doté d'un algorithme de régulation qui empêche le terme intégral d'un régulateur proportionnel intégral d'accumuler l'écart de réglage et de surréagir; et d) dispose de fonctionnalités correspondant à des modes de fonctionnement non communs pour les cas de fonctionnement en état d'alerte et d'urgence.
a) calcule et surveille le FRCE de l'ensemble du bloc RFP; et b) prenne en compte le FRCE de l'ensemble du bloc RFP pour le calcul de la valeur de consigne applicable à l'activation des FRR automatiques conformément à l'article 143, paragraphe 3, en plus du FRCE de sa zone RFP.
a) la stabilité du FCP de la zone ou des zones synchrones participant au processus de compensation des déséquilibres; b) la stabilité du FRP et du RRP de chaque zone RFP gérée par les GRT participants ou les GRT affectés; et c) la sécurité d'exploitation.
a) en définissant un flux de puissance active sur une ligne d'interconnexion virtuelle qui fait partie du calcul du FRCE; b) en ajustant les flux de puissance active aux interconnexions HVDC.
a) la stabilité du FCP de la zone ou des zones synchrones participant au processus d'activation transfrontalière de la réserve FRR; b) la stabilité du FRP et du RRP de chaque zone RFP gérée par les GRT participants ou les GRT affectés; et c) la sécurité d'exploitation.
a) en définissant un flux de puissance active sur une ligne d'interconnexion virtuelle qui fait partie du calcul du FRCE, l'activation des FRR étant automatique; b) en ajustant un programme de réglage ou en définissant un flux de puissance active sur une ligne d'interconnexion virtuelle reliant des zones RFP, l'activation des FRR étant manuelle; ou c) en ajustant les flux de puissance active aux interconnexions HVDC.
a) la stabilité du FCP de la zone ou des zones synchrones participant au processus d'activation transfrontalière des RR; b) la stabilité du FRP et du RRP de chaque zone RFP gérée par les GRT participants ou les GRT affectés; ni c) la sécurité d'exploitation.
a) en définissant un flux de puissance active sur une ligne d'interconnexion virtuelle qui fera partie du calcul du FRCE; b) en ajustant un programme de réglage; ou c) en ajustant les flux de puissance active aux interconnexions HVDC.
a) la fourniture de toutes les données d'entrée nécessaires pour: i) le calcul de l'échange de puissance, compte tenu des limites de sécurité d'exploitation; et ii) la réalisation de l'analyse de la sécurité d'exploitation en temps réel par les GRT participants et les GRT affectés;
b) la responsabilité du calcul de l'échange de puissance; et c) la mise en œuvre des procédures opérationnelles destinées à assurer la sécurité d'exploitation.
a) les GRT concernés; b) le volume escompté d'échange de puissance résultant du processus de compensation des déséquilibres, du processus d'activation transfrontalière des FRR ou du processus d'activation transfrontalière des RR; c) le type de réserves et le volume maximal de l'échange ou du partage de réserves; et d) l'échelonnement de l'échange ou du partage de réserves.
a) demander la fourniture des valeurs en temps réel de l'échange de puissance pour la compensation des déséquilibres, l'échange de puissance pour la restauration de la fréquence et le programme de réglage nécessaires pour l'analyse de la sécurité d'exploitation en temps réel; et b) demander la mise en œuvre d'une procédure opérationnelle lui permettant de fixer des limites applicables à l'échange de puissance pour la compensation des déséquilibres, à l'échange de puissance pour la restauration de la fréquence et au programme de réglage entre les zones RFP respectives, sur la base de l'analyse de la sécurité d'exploitation en temps réel.
a) l'exactitude, la résolution, la disponibilité et la redondance des mesures des flux de puissance active et des mesures effectuées sur les lignes d'interconnexion virtuelle; b) la disponibilité et la redondance des systèmes de contrôle-commande numériques; c) la disponibilité et la redondance des infrastructures de communication; et d) les protocoles de communication.
a) assure une qualité et une disponibilité suffisantes du calcul du FRCE; b) effectue le suivi en temps réel de la qualité du calcul du FRCE; c) prend des mesures en cas d'erreur dans le calcul du FRCE; et d) lorsque le FRCE est déterminé par l'ACE, effectue un suivi ex post de la qualité du calcul du FRCE en comparant celui-ci à des valeurs de référence, au moins sur une base annuelle.
a) l'état du réseau de transport, conformément à l'article 18; et b) les données de mesure en temps réel du FRCE des blocs RFP et des zones RFP de la zone synchrone.
a) il informe les autres GRT du bloc RFP; et b) avec les GRT du bloc RFP, il met en œuvre des actions coordonnées destinées à réduire le FRCE qui sont spécifiées dans l'accord d'exploitation de bloc RFP.
a) la capacité de réserve FCR requise pour la zone synchrone couvre au minimum l'incident de référence et, pour les zones synchrones CE et pays nordiques, les résultats de l'approche probabiliste du dimensionnement des FCR suivie conformément au point c); b) la dimension de l'incident de référence est déterminée conformément aux critères suivants: i) pour la zone synchrone CE, l'incident de référence est de 3000 MW dans le sens positif et de3000 MW dans le sens négatif;ii) pour les zones synchrones GB, IE/NI et pays nordiques, l'incident de référence est le déséquilibre le plus élevé qui peut résulter soit d'une modification instantanée de la puissance active d'une seule unité de production d'électricité, d'une seule installation de consommation ou d'une seule interconnexion HVDC, soit du déclenchement d'une ligne en courant alternatif; ou bien, l'incident de référence est la perte instantanée maximale de consommation de puissance active résultant du déclenchement d'un ou de deux points de raccordement. L'incident de référence est déterminé séparément pour le sens positif et pour le sens négatif;
c) pour les zones synchrones CE et pays nordiques, tous les GRT de la zone synchrone ont le droit de définir une approche probabiliste du dimensionnement des FCR, compte tenu du profil de charge, de la production et de l'inertie, y compris l'inertie synthétique, ainsi que des moyens disponibles pour fournir une inertie minimale en temps réel conformément à la méthodologie visée à l'article 39, dans le but de réduire à un niveau inférieur ou égal à une fois tous les vingt ans la probabilité d'une insuffisance des FCR; et d) les parts de la capacité de réserve FCR requises pour chaque GRT à titre d'obligation initiale en matière de FCR sont fondées sur la somme de la production et de la consommation nettes de sa zone de contrôle, divisée par la somme de la production et de la consommation nettes de la zone synchrone sur une période d'un an.
a) l'activation des FCR n'est pas artificiellement retardée et débute dès que possible après un écart de fréquence; b) en cas d'écart de fréquence égal ou supérieur à 200 mHz, au moins 50 % de la pleine capacité FCR est fournie au plus tard après quinze secondes; c) en cas d'écart de fréquence égal ou supérieur à 200 mHz, 100 % de la pleine capacité FCR est fournie au plus tard après trente secondes; d) en cas d'écart de fréquence égale ou supérieure à 200 mHz, l'activation de la pleine capacité FCR augmente au moins linéairement de quinze à trente secondes; et e) en cas d'écart de fréquence inférieur à 200 mHz, la capacité FCR activée correspondante est au moins proportionnelle à celle visée aux points a) à d) et avec les mêmes délais.
a) le statut horodaté indiquant si les FCR sont activées ou non; b) les données horodatées relatives à la puissance active nécessaires pour vérifier l'activation des FCR, y compris la puissance active instantanée horodatée; c) le statisme du régulateur pour les unités de production d'électricité des types C et D, telles que définies à l'article 5 du règlement (UE) 2016/631, intervenant en tant qu'unités fournissant des FCR, ou son paramètre équivalent pour les groupes fournissant des FCR composés d'unités de production d'électricité des types A et/ou B, telles que définies à l'article 5 du règlement (UE) 2016/631, et/ou d'unités de consommation avec réglage de la puissance active par la participation active de la demande, telles que définies à l'article 28 du règlement (UE) 2016/1388.
a) au moins une fois tous les cinq ans; b) en cas de modification des exigences techniques ou de celles en matière de disponibilité; et c) en cas de modernisation de l'équipement lié à l'activation des FCR.
a) la capacité de réserve FCR divisée par l'écart de fréquence maximal en régime permanent; b) l'autorégulation de la production; c) l'autorégulation de la consommation, compte tenu de la contribution conformément aux articles 27 et 28 du règlement (UE) 2016/1388; d) la réponse en fréquence des interconnexions HVDC visée à l'article 172; et e) l'activation du mode LFSM et du mode FSM conformément aux articles 13 et 15 du règlement (UE) 2016/631.
a) des obligations initiales en matière de FCR; b) de l'autorégulation de la production; c) de l'autorégulation de la consommation; d) du couplage de la fréquence via HVDC entre zones synchrones; e) des échanges de FCR.
a) en limitant la part des FCR fournie par chaque unité fournissant des FCR à 5 % de la capacité de réserve FCR requise pour chacune des zones synchrones CE et pays nordiques entières; b) en excluant du processus de dimensionnement pour les zones synchrones GB, IE/NI et pays nordiques les FCR fournies par l'unité définissant l'incident de référence de la zone synchrone; et c) en remplaçant les FCR rendues indisponibles par une indisponibilité fortuite ou par l'indisponibilité d'une unité fournissant des FCR ou d'un groupe fournissant des FCR dès que cela est techniquement possible et conformément aux conditions définies par le GRT de raccordement des réserves.
a) de l'expérience acquise avec différentes durées et parts de technologies émergentes dans différents blocs RFP; b) de l'impact d'une durée définie sur le coût total des réserves FCR de la zone synchrone; c) de l'impact d'une durée définie sur les risques concernant la stabilité du réseau, en particulier en cas d'incidents de fréquence prolongés ou répétés; d) de l'impact sur les risques concernant la stabilité du réseau et le coût total des FCR en cas d'augmentation du volume total des FCR; e) de l'impact de l'évolution technologique sur les coûts des périodes de disponibilité des FCR provenant de leurs unités ou groupes fournissant des FCR dotés de réservoirs d'énergie limités.
a) pour les zones synchrones GB et IE/NI, le fournisseur de FCR utilise les méthodes spécifiées dans l'accord d'exploitation de zone synchrone; b) pour les zones synchrones CE et pays nordiques, le fournisseur de FCR assure le renouvellement des réservoirs d'énergie dès que possible, dans les deux heures après la fin de l'état d'alerte.
a) tous les GRT d'un bloc RFP au sein des zones synchrones CE et pays nordiques déterminent la capacité de réserve FRR requise pour le bloc RFP sur la base d'enregistrements historiques consécutifs comprenant au moins les valeurs historiques des déséquilibres du bloc RFP. L'échantillonnage de ces enregistrements historiques couvre au minimum le temps de restauration de la fréquence. La durée prise en compte pour ces enregistrements est représentative et couvre au minimum une année complète se terminant moins de six mois avant la date du calcul; b) tous les GRT d'un bloc RFP au sein des zones synchrones CE et pays nordiques déterminent quelle est la capacité de réserve FRR du bloc RFP suffisante pour respecter les paramètres cibles du FRCE en vigueur fixés à l'article 128 pour la durée visée au point a), au moins sur la base d'une méthodologie probabiliste. Lorsqu'ils appliquent cette méthodologie probabiliste, les GRT tiennent compte des restrictions définies dans les accords pour le partage ou l'échange de réserves appliquées en cas de violation de la sécurité d'exploitation et des exigences en matière de disponibilité des FRR. Tous les GRT d'un bloc RFP tiennent compte de toute modification significative attendue dans la répartition des déséquilibres du bloc RFP ou tiennent compte d'autres facteurs d'influence pertinents relatifs à la durée considérée; c) tous les GRT d'un bloc RFP déterminent le ratio de FRR automatiques, de FRR manuelles, le temps d'activation complète des FRR automatiques et le temps d'activation complète des FRR manuelles. À cette fin, le temps d'activation complète des FRR automatiques d'un bloc RFP et le temps d'activation complète des FRR manuelles d'un bloc RFP n'est pas plus long que le temps de restauration de la fréquence; d) les GRT d'un bloc RFP déterminent la taille de l'incident de dimensionnement, qui est le déséquilibre le plus élevé qui peut résulter d'une modification instantanée de la puissance active d'une seule unité de production d'électricité, d'une seule installation de consommation ou d'une seule interconnexion HVDC, ou du déclenchement d'une ligne en courant alternatif au sein du bloc RFP; e) tous les GRT d'un bloc RFP déterminent la capacité de réserve FRR positive, qui n'est pas inférieure à l'incident de dimensionnement positif du bloc RFP; f) tous les GRT d'un bloc RFP déterminent la capacité de réserve FRR négative, qui n'est pas inférieure à l'incident de dimensionnement négatif du bloc RFP; g) tous les GRT d'un bloc RFP déterminent la capacité de réserve FRR d'un bloc RFP, toute limitation géographique éventuelle pour leur distribution au sein du bloc RFP et toute limitation géographique éventuelle pour tout échange ou partage de réserves avec les autres blocs RFP, aux fins de la conformité avec les limites de sécurité d'exploitation; h) tous les GRT d'un bloc RFP veillent à ce que la capacité de réserve FRR positive ou une combinaison des capacités de réserve FRR et RR soit suffisante pour couvrir les déséquilibres positifs du bloc RFP durant au moins 99 % du temps, sur la base des enregistrements historiques visés au point a); i) tous les GRT d'un bloc RFP veillent à ce que la capacité de réserve FRR négative ou une combinaison des capacités de réserve FRR et RR soit suffisante pour couvrir les déséquilibres négatifs du bloc RFP durant au moins 99 % du temps, sur la base des enregistrements historiques visés au point a); j) tous les GRT d'un bloc RFP peuvent réduire la capacité de réserve FRR positive du bloc RFP résultant du processus de dimensionnement des FRR, moyennant la conclusion d'un accord sur le partage des FRR avec les autres blocs RFP conformément aux dispositions du titre 8. Les exigences suivantes s'appliquent audit accord: i) pour les zones synchrones CE et pays nordiques, la réduction de la capacité de réserve FRR positive d'un bloc RFP est limitée à la différence, si elle est positive, entre la taille de l'incident de dimensionnement positif et la capacité de réserve FRR requise pour couvrir les déséquilibres positifs du bloc RFP durant 99 % du temps, sur la base des enregistrements historiques visés au point a). La réduction de la capacité de réserve positive ne dépasse pas 30 % de la taille de l'incident de dimensionnement positif; ii) pour les zones synchrones GB et IE/NI, la capacité de réserve FRR positive et le risque d'un défaut de fourniture dû au partage sont évalués en permanence par les GRT du bloc RFP;
k) tous les GRT d'un bloc RFP peuvent réduire la capacité de réserve FRR négative du bloc RFP résultant du processus de dimensionnement des FRR, moyennant la conclusion d'un accord sur le partage des FRR avec les autres blocs RFP conformément aux dispositions du titre 8. Les exigences suivantes s'appliquent audit accord: i) pour les zones synchrones CE et pays nordiques, la réduction de la capacité de réserve FRR négative d'un bloc RFP est limitée à la différence, si elle est positive, entre la taille de l'incident de dimensionnement négatif et la capacité de réserve FRR requise pour couvrir les déséquilibres négatifs du bloc RFP durant 99 % du temps, sur la base des enregistrements historiques visés au point a); ii) pour les zones synchrones GB et IE/NI, la capacité de réserve FRR négative et le risque d'un défaut de fourniture dû au partage sont évalués en permanence par les GRT du bloc RFP.
a) chaque unité fournissant des FRR et chaque groupe fournissant des FRR ne sont raccordés qu'à un seul GRT de raccordement des réserves; b) une unité fournissant des FRR ou un groupe fournissant des FRR active ses FRR conformément à la consigne reçue de la part du GRT ordonnant l'activation des réserves; c) le GRT ordonnant l'activation des réserves est le GRT de raccordement des réserves ou un GRT désigné par ce dernier dans un accord sur l'échange de FRR conforme à l'article 165, paragraphe 3, ou à l'article 171, paragraphe 4; d) le délai d'activation des FRR automatiques pour une unité fournissant des FRR ou un groupe fournissant des FRR n'est pas supérieur à trente secondes; e) un fournisseur de FRR veille à ce que l'activation des FRR par les unités fournissant des FRR au sein d'un groupe fournissant des réserves puisse être surveillée. À cette fin, le fournisseur de FRR est capable de fournir au GRT de raccordement des réserves et au GRT ordonnant l'activation des réserves des mesures en temps réel du point de raccordement ou d'un autre point d'interaction convenu avec le GRT de raccordement des réserves en ce qui concerne les éléments suivants: i) la production de puissance active programmée horodatée; ii) la production de puissance active instantanée horodatée pour: chaque unité fournissant des FRR, chaque groupe fournissant des FRR et chaque unité de production d'électricité ou unité de consommation d'un groupe fournissant des FRR ayant une production de puissance active maximale supérieure ou égale à 1,5 MW;
f) une unité fournissant des FRR ou un groupe fournissant des FRR en ce qui concerne les FRR automatiques est capable d'activer sa capacité de réserve FRR automatiques complète dans le temps d'activation complète des FRR automatiques; g) une unité fournissant des FRR ou un groupe fournissant des FRR en ce qui concerne les FRR manuelles est capable d'activer sa capacité de réserve FRR manuelles complète dans le temps d'activation complète des FRR manuelles; h) un fournisseur FRR satisfait aux exigences de disponibilité des FRR; et i) une unité fournissant des FRR ou un groupe fournissant des FRR satisfait aux exigences relatives à la valeur de rampe du bloc RFP.
a) veille à ce que ses unités fournissant des FRR et ses groupes fournissant des FRR satisfassent aux exigences techniques minimales, aux exigences de disponibilité des FRR et aux exigences relatives à la valeur de rampe établies aux paragraphes 1 à 3; et b) informe dès que possible son GRT ordonnant l'activation des réserves de toute réduction de la disponibilité réelle de son unité fournissant des FRR ou de son groupe fournissant des FRR ou d'une partie de ce dernier.
a) au moins une fois tous les cinq ans; et b) en cas de modification des exigences techniques ou de celles en matière de disponibilité.
a) pour les zones synchrones pays nordiques et CE, il existe une capacité de réserve RR positive suffisante pour reconstituer le volume requis de FRR positives. Pour les zones synchrones GB et IE/NI, il existe une capacité de réserve RR positive suffisante pour reconstituer le volume requis de FCR et FRR positives; b) pour les zones synchrones pays nordiques et CE, il existe une capacité de réserve négative suffisante en RR pour reconstituer le volume requis de FRR négatives. Pour les zones synchrones GB et IE/NI, il existe une capacité de réserve RR négative suffisante pour reconstituer le volume requis de FCR et de FRR négatives; c) il existe une capacité de réserve RR suffisante, quand elle est prise en compte pour dimensionner la capacité de réserve FRR afin de respecter l'objectif de qualité du FRCE pour la période considérée; et d) la conformité avec la sécurité d'exploitation au sein d'un bloc RFP est assurée lorsqu'est déterminée la capacité de réserve RR.
a) de garantir qu'il peut encore atteindre ses paramètres cibles de FRCE énoncés à l'article 128; b) de préserver la sécurité d'exploitation; et c) de garantir que la réduction de la capacité de réserve RR positive ne dépasse pas la capacité de réserve RR positive restante du bloc RFP.
a) de garantir qu'il peut encore atteindre ses paramètres cibles de FRCE énoncés à l'article 128; b) de préserver la sécurité d'exploitation; et c) de garantir que la réduction de la capacité de réserve RR négative ne dépasse pas la capacité de réserve négative RR restante du bloc RFP.
a) raccordement à un seul GRT de raccordement des réserves; b) activation des RR en fonction de la valeur de consigne reçue du GRT ordonnant l'activation des réserves; c) le GRT ordonnant l'activation des réserves est le GRT de raccordement des réserves ou un GRT désigné par ce dernier dans l'accord sur l'échange de RR conforme à l'article 165, paragraphe 3, ou à l'article 171, paragraphe 4; d) activation de la totalité de la capacité de réserve RR dans le délai d'activation défini par le GRT ordonnant l'activation; e) désactivation des RR en fonction de la valeur de consigne reçue du GRT ordonnant l'activation des réserves; f) un fournisseur de réserves RR veille à ce que l'activation des RR par les unités fournissant des réserves RR au sein d'un groupe fournissant des réserves puisse être surveillée. À cette fin, le fournisseur de RR est capable de fournir au GRT de raccordement des réserves et au GRT ordonnant l'activation des réserves des mesures en temps réel du point de raccordement ou d'un autre point d'interaction convenu avec le GRT de raccordement des réserves en ce qui concerne les éléments suivants: i) la production de puissance active programmée horodatée pour chaque unité ou groupe fournissant des RR et pour chaque unité de production d'électricité ou unité de consommation d'un groupe fournissant des RR, la production maximale de puissance active étant supérieure ou égale à 1,5 MW; ii) la production de puissance active instantanée horodatée pour chaque unité et groupe fournissant des RR et pour chaque unité de production d'électricité ou unité de consommation d'un groupe fournissant des RR, la production maximale de puissance active étant supérieure ou égale à 1,5 MW;
g) le respect des exigences en matière de disponibilité des RR.
a) veille à ce que ses unités fournissant des RR et ses groupes fournissant des RR satisfassent aux exigences techniques minimales et aux exigences de disponibilité des RR visées aux paragraphes 1 à 3; et b) informe dès que possible son GRT ordonnant l'activation des réserves de toute réduction de la disponibilité réelle ou de toute indisponibilité fortuite de son unité fournissant des RR ou de son groupe fournissant des RR ou d'une partie de ce dernier.
a) au moins une fois tous les cinq ans; et b) en cas de modification des exigences techniques ou de celles en matière de disponibilité.
a) la responsabilité du GRT ordonnant l'activation des réserves en ce qui concerne la capacité de réserve FRR et RR faisant l'objet de l'échange; b) le volume de capacité de réserve FRR et RR faisant l'objet de l'échange; c) la mise en œuvre du processus d'activation transfrontalière des FRR/RR, conformément aux articles 147 et 148; d) les exigences techniques minimales applicables aux FRR/RR en ce qui concerne le processus d'activation transfrontalière lorsque le GRT de raccordement des réserves n'est pas le GRT ordonnant l'activation des réserves; e) la mise en œuvre de la préqualification des FRR/RR pour la capacité de réserve FRR et RR faisant l'objet de l'échange, conformément aux articles 159 et 162; f) la responsabilité concernant la surveillance du respect des exigences techniques applicables aux FRR/RR et des exigences de disponibilité des FRR/RR pour la capacité de réserve FRR et RR faisant l'objet de l'échange conformément à l'article 158, paragraphe 5, et à l'article 161, paragraphe 5; et g) les procédures visant à garantir que l'échange de FRR/RR ne donne pas lieu à des flux de puissance enfreignant les limites de sécurité d'exploitation.
a) le volume de capacité de réserve FRR et RR faisant l'objet du partage; b) la mise en œuvre du processus d'activation transfrontalière des FRR/RR conformément aux articles 147 et 148; c) les procédures visant à garantir que l'activation de la capacité de réserve FRR et RR faisant l'objet du partage ne donne pas lieu à des flux de puissance enfreignant les limites de sécurité d'exploitation.
a) le GRT ordonnant l'activation des réserves en ce qui concerne la capacité de réserve FRR et RR faisant l'objet du partage; ou b) le GRT ayant accès à sa capacité de réserve FRR et RR faisant l'objet du partage dans le cadre d'un processus d'activation transfrontalière mis en œuvre au titre d'un accord d'échange de FRR/RR.
a) de restrictions à la fourniture de la restauration de la fréquence ou à l'ajustement du programme de réglage en lien avec la sécurité d'exploitation; et b) d'une utilisation partielle ou complète de la capacité de réserve FRR et RR par le GRT fournisseur de la capacité de réglage.
a) la responsabilité du GRT ordonnant l'activation des réserves en ce qui concerne la capacité de réserve faisant l'objet de l'échange; b) le volume de la capacité de réserve faisant l'objet de l'échange; c) la mise en œuvre du processus d'activation transfrontalière des FRR/RR conformément aux articles 147 et 148; d) la mise en œuvre de la préqualification pour la capacité de réserve faisant l'objet de l'échange conformément aux articles 155, 159 et 162; e) la responsabilité concernant la surveillance du respect des exigences techniques et des exigences de disponibilité applicables à la capacité de réserve faisant l'objet de l'échange conformément à l'article 158, paragraphe 5, et à l'article 161, paragraphe 5; et f) les procédures visant à garantir que l'échange de réserves ne donne pas lieu à des flux de puissance enfreignant les limites de sécurité d'exploitation.
a) le volume de la capacité de réserve faisant l'objet du partage; b) la mise en œuvre du processus d'activation transfrontalière des FRR/RR conformément aux articles 147 et 148; et c) les procédures visant à garantir que le partage de réserves ne donne pas lieu à des flux de puissance enfreignant les limites de sécurité d'exploitation.
a) les interactions pour toutes les échéances, y compris pour la planification et l'activation; b) le facteur de sensibilité MW/Hz, la fonction de réponse linéarité/dynamique ou statique/par paliers de chaque interconnexion HVDC raccordant des zones synchrones; et c) la part/l'interaction de ces fonctions sur les voies HVDC multiples entre les zones synchrones.
a) de l'impact opérationnel entre les zones synchrones; b) de la stabilité du FCP de la zone synchrone; c) de la capacité des GRT de la zone synchrone à se conformer aux paramètres cibles de qualité de la fréquence définis conformément à l'article 127; et d) de la sécurité d'exploitation.
a) pour les zones synchrones CE et pays nordiques, tous les GRT veillent à ce que la somme des FCR fournies au sein de la zone synchrone et depuis d'autres zones synchrones dans le cadre de l'échange de FCR couvre au moins l'incident de référence; b) pour les zones synchrones GB et IE/NI, tous les GRT spécifient une méthodologie permettant de déterminer la fourniture minimale de capacité de réserve FCR dans la zone synchrone.
a) le GRT ordonnant l'activation des réserves en ce qui concerne la capacité de réserve FRR et RR faisant l'objet du partage; ou b) le GRT ayant accès à sa capacité de réserve FRR et RR faisant l'objet du partage dans le cadre d'un processus d'activation transfrontalière des FRR/RR mis en œuvre au titre d'un accord d'échange de FRR/RR.
a) de l'impact opérationnel entre les zones synchrones; b) de la stabilité du FRP de la zone synchrone; c) de la capacité des GRT de la zone synchrone à atteindre les paramètres cibles de la qualité de la fréquence définis conformément à l'article 127 et les paramètres cibles du FRCE définis conformément à l'article 128; et d) de la sécurité d'exploitation.
a) de l'impact opérationnel entre les zones synchrones; b) de la stabilité du FRP de la zone synchrone; c) de la réduction maximale des FRR résultant du partage de FRR qui peut être prise en compte dans le dimensionnement des FRR conformément à l'article 157; d) de la capacité de la zone synchrone à atteindre les paramètres cibles de la qualité de la fréquence définis conformément à l'article 127 et des paramètres cibles du FRCE fixés à l'article 128; et e) de la sécurité d'exploitation.
a) de l'impact opérationnel entre les zones synchrones; b) de la stabilité du RRP de la zone synchrone; c) de la capacité de la zone synchrone à atteindre les paramètres cibles de la qualité de la fréquence définis conformément à l'article 127 et des paramètres cibles du FRCE fixés à l'article 128; et d) de la sécurité d'exploitation.
a) de l'impact opérationnel entre les zones synchrones; b) de la stabilité du RRP de la zone synchrone; c) de la réduction maximale des RR résultant du partage de RR qui peut être prise en compte dans le dimensionnement des RR conformément à l'article 160; d) de la capacité des GRT de la zone synchrone à atteindre les paramètres cibles de la qualité de la fréquence définis conformément à l'article 127 et des paramètres cibles du FRCE définis conformément à l'article 128; et e) de la sécurité d'exploitation.
a) les plages dans lesquelles les GRT s'efforcent de maintenir l'écart temporel électrique; b) les ajustements de la valeur de consigne de la fréquence afin de ramener à zéro l'écart temporel électrique; et c) les actions visant à augmenter ou diminuer la fréquence moyenne du réseau au moyen des réserves de puissance active.
a) contrôle l'écart temporel électrique; b) calcule les ajustements des paramètres de réglage de la fréquence; et c) coordonne les actions du processus de réglage temporel.
a) les niveaux de tension et les points de raccordement des unités ou groupes fournissant des réserves; b) le type de réserves de puissance active; c) la capacité de réserve maximale assurée par les unités ou groupes fournissant des réserves à chaque point de raccordement; et d) la vitesse maximale de modification de la puissance active pour les unités ou groupes fournissant des réserves.
a) les valeurs des critères d'évaluation de la qualité de la fréquence calculées pour la zone synchrone et pour chaque bloc RFP au sein de la zone synchrone conformément à l'article 133, paragraphe 3; et b) la résolution de mesure, l'exactitude de mesure et la méthode de calcul spécifiées conformément à l'article 132.
a) informations sur la structure pour l'activation des processus de la zone synchrone, y compris au moins des informations sur les zones de surveillance, les zones RFP et les blocs RFP définis ainsi que leurs GRT respectifs; et b) informations sur la structure pour la responsabilité des processus de la zone synchrone, y compris au moins des informations sur les processus définis conformément à l'article 140, paragraphes 1 et 2.
a) l'identité des blocs RFP lorsqu'il existe un accord pour le partage des FRR ou des RR; et b) la part des FRR et des RR réduites en raison de chaque accord pour le partage des FRR ou des RR.
a) le volume de la capacité de réserve FCR partagée entre GRT signataires d'un accord de partage des FCR; et b) les effets du partage des FCR sur la capacité de réserve FCR des GRT participants.
1) article 16, paragraphe 2, points d), e) et f); 2) article 38, paragraphe 2; 3) article 39, paragraphe 3; 4) article 118; 5) article 119; 6) article 125; 7) article 126; 8) article 127, paragraphe 1, point i), et paragraphes 3, 4, 5 et 9; 9) article 128, paragraphes 4 et 7; 10) article 130, paragraphe 1, point b); 11) article 131; 12) article 132, paragraphe 2; 13) articles 133 à 140; 14) article 141, paragraphes 1 et 2, paragraphe 4, point c), et paragraphes 5, 6, 9, 10 et 11; 15) article 142; 16) article 143, paragraphe 3; 17) article 145, paragraphes 1, 2, 3, 4 et 6; 18) article 149, paragraphe 3; 19) article 150; 20) article 151, paragraphe 2; 21) articles 152 à 181; 22) article 184, paragraphe 2; 23) article 185; 24) article 186, paragraphe 1; 25) article 187; 26) article 188, paragraphes 1 et 2; et 27) article 189, paragraphe 1.
| Zone synchrone | Plage de tension |
|---|---|
| Europe continentale | 0,90 pu – 1,118 pu |
| Pays nordiques | 0,90 pu – 1,05 pu |
| Grande-Bretagne | 0,90 pu – 1,10 pu |
| Irlande et Irlande du Nord | 0,90 pu – 1,118 pu |
| Baltique | 0,90 pu – 1,118 pu |
| Zone synchrone | Plage de tension |
|---|---|
| Europe continentale | 0,90 pu – 1,05 pu |
| Pays nordiques | 0,90 pu – 1,05 pu |
| Grande-Bretagne | 0,90 pu – 1,05 pu |
| Irlande et Irlande du Nord | 0,90 pu – 1,05 pu |
| Baltique | 0,90 pu – 1,097 pu |
| Europe continentale (CE) | Grande-Bretagne (GB) | Irlande et Irlande du Nord (IE/NI) | Pays nordiques | |
|---|---|---|---|---|
| Plage de fréquence standard | ± 50 mHz | ± 200 mHz | ± 200 mHz | ± 100 mHz |
| Écart de fréquence instantané maximal | 800 mHz | 800 mHz | ||
| Écart de fréquence maximal en régime permanent | 200 mHz | 500 mHz | 500 mHz | 500 mHz |
| Délai de rétablissement de la fréquence | non utilisé | 1 minute | 1 minute | non utilisé |
| Plage de rétablissement de la fréquence | non utilisé | ± 500 mHz | ± 500 mHz | non utilisé |
| Délai de restauration de la fréquence | 15 minutes | 15 minutes | 15 minutes | 15 minutes |
| Plage de restauration de la fréquence | non utilisé | ± 200 mHz | ± 200 mHz | ± 100 mHz |
| Délai de déclenchement de l'état d'alerte | 5 minutes | 10 minutes | 10 minutes | 5 minutes |
| CE | GB | IE/NI | Pays nordiques | |
|---|---|---|---|---|
| Nombre maximal de minutes en dehors de la plage de fréquence standard |
| GB | IE/NI | |
|---|---|---|
| Niveau 1 | 3 % | 3 % |
| Niveau 2 | 1 % | 1 % |
| Précision minimale de la mesure de la fréquence | CE, GB, IE/NI et pays nordiques | 10 mHz ou la norme industrielle, si elle supérieure |
|---|---|---|
| Effet maximal combiné de l'insensibilité inhérente de la réponse à une variation de la fréquence et de la bande morte volontaire éventuelle de cette réponse au niveau du régulateur des unités ou des groupes fournissant des FCR | CE | 10 mHz |
| GB | 15 mHz | |
| IE/NI | 15 mHz | |
| Pays nordiques | 10 mHz | |
| Délai d'activation complète des FCR | CE | 30 s |
| GB | 10 s | |
| IE/NI | 15 s | |
| Pays nordiques | 30 s si la fréquence sur le réseau est en dehors de la plage de fréquence | |
| Écart de fréquence déclenchant l'activation complète des FCR | CE | ± 200 mHz |
| GB | ± 500 mHz | |
| IE/NI | FCR dynamiques ± 500 mHz | |
| FCR statiques ± | ||
| Pays nordiques | ± 500 mHz |
| Zone synchrone | Échange de FCR autorisé entre: | Limites applicables pour l'échange de FCR |
|---|---|---|
| Zone synchrone d'Europe continentale | GRT de blocs RFP adjacents |
|
| GRT des zones RFP du même bloc RFP |
| |
| Autres zones synchrones | GRT de la zone synchrone |
|
| Zone synchrone | Échange de FRR autorisé entre | Limites applicables pour l'échange de FRR |
|---|---|---|
| Toutes les zones synchrones comportant plusieurs blocs RFP | GRT de blocs RFP différents |
|
| GRT des zones RFP d'un même bloc RFP |
|
| Zone synchrone | Échange de RR autorisé entre | Limites applicables à l'échange de RR |
|---|---|---|
| Toutes les zones synchrones comportant plusieurs blocs RFP | GRT de blocs RFP différents |
|
| GRT des zones RFP d'un même bloc RFP |
|