a) à la gestion par les GRT des états d'urgence, de panne généralisée et de reconstitution du réseau; b) à la coordination de l'exploitation du réseau dans l'Union en état d'urgence, de panne généralisée et de reconstitution; c) aux simulations et essais assurant une reconstitution fiable, efficace et rapide des réseaux de transport interconnectés à l'état normal à partir d'un état d'urgence ou de panne généralisée; d) aux outils et installations nécessaires à une reconstitution fiable, efficace et rapide des réseaux de transport interconnectés à l'état normal à partir d'un état d'urgence ou de panne généralisée.
Commission Regulation (EU) 2017/2196 of 24 November 2017 establishing a network code on electricity emergency and restoration (Text with EEA relevance. )
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- Rectificatif au règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l'état d'urgence et la reconstitution du réseau électrique, 32017R2196R(01), 1 février 2019
a) unités de production d'électricité existantes et nouvelles des types C et D, conformément à l'article 5 du règlement de la Commission (UE) 2016/631 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) unités de production d'électricité existantes et nouvelles de type B, conformément à l'article 5 du règlement (UE) 2016/631, lorsqu'elles sont identifiées comme USR conformément à l'article 11, paragraphe 4, et à l'article 23, paragraphe 4; c) installations de consommation existantes et nouvelles raccordées à un réseau de transport; d) réseaux fermés de distribution existants et nouveaux raccordés au réseau de transport; e) fournisseurs de redispatching d'unités de production d'électricité ou d'installations de consommation au moyen d'agrégation et fournisseurs de réserve de puissance active, conformément au titre 8 du règlement (UE) 2017/1485; et f) systèmes de courant continu à haute tension (HVDC) existants et nouveaux et parcs de générateurs raccordés au courant continu, conformément aux critères énoncés à l'article 4, 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 ).
1) "fournisseur de services de défense", une personne morale ayant une obligation juridique ou contractuelle de fournir un service qui contribue à une ou plusieurs mesures du plan de défense du réseau; 2) "fournisseur de services de reconstitution", une personne morale ayant une obligation juridique ou contractuelle de fournir un service qui contribue à une ou plusieurs mesures du plan de reconstitution; 3) "utilisateur significatif du réseau (USR) de haute priorité", un USR auquel s'appliquent des conditions spécifiques de déconnexion et de remise sous tension; 4) "charge nette", la valeur nette de la puissance active vue d'un point donné du réseau, calculée par (charge – production), généralement exprimée en kilowatt (kW) ou mégawatt (MW) à un instant donné ou en moyenne sur un intervalle de temps donné; 5) "plan de reconstitution", toutes les mesures techniques et organisationnelles nécessaires à la reconstitution du réseau à l'état normal; 6) "remise sous tension", la reconnexion de la production et de la consommation afin de mettre sous tension les parties du réseau ayant été déconnectées; 7) "stratégie descendante de remise sous tension", une stratégie nécessitant l'assistance d'autres GRT dans la remise sous tension de parties du réseau d'un GRT; 8) "stratégie ascendante de remise sous tension", une stratégie par laquelle une partie du réseau d'un GRT peut être remise sous tension sans assistance des autres GRT; 9) "resynchronisation", la synchronisation et la reconnexion de deux régions synchronisées au point de resynchronisation; 10) "pilote de la fréquence", le GRT désigné et responsable de la gestion de la fréquence du réseau au sein d'une région ou d'une zone synchrone afin de rétablir la fréquence du réseau à sa fréquence nominale; 11) "région synchronisée", la partie d'une zone synchrone couverte par des GRT interconnectés qui ont une fréquence commune de réseau, et qui n'est pas synchronisée avec le reste de la zone synchrone; 12) "responsable de la resynchronisation", le GRT désigné et responsable de la resynchronisation de deux régions synchronisées; 13) "point de resynchronisation", le dispositif employé pour connecter deux régions synchronisées, habituellement un disjoncteur.
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 les contraintes techniques, juridiques et de sécurité des personnes; f) respectent la responsabilité assignée au GRT compétent afin d'assurer la sécurité du réseau, y compris selon les dispositions de la législation nationale; g) consultent les GRD compétents et tiennent compte des incidences potentielles sur leur réseau; et h) prennent en considération les normes et spécifications techniques européennes convenues.
a) les modalités et conditions générales régissant le rôle des fournisseurs contractuels de services de défense, conformément au paragraphe 4; b) les modalités et conditions générales régissant le rôle des fournisseurs contractuels de services de reconstitution, conformément au paragraphe 4; c) la liste des USR responsables de la mise en œuvre, sur leurs installations, des mesures résultant des exigences à caractère obligatoire énoncées dans les règlements (UE) 2016/631, (UE) 2016/1388 et (UE) 2016/1447 et/ou dans la législation nationale, et la liste des mesures devant être mises en œuvre par lesdits USR identifiés par les GRT en vertu de l'article 11, paragraphe 4, point c), et de l'article 23, paragraphe 4, point c); d) la liste des USR de haute priorité visée à l'article 11, paragraphe 4, point d), et à l'article 23, paragraphe 4, point d), ou les principes appliqués pour les définir et les modalités et conditions générales régissant leur déconnexion et remise sous tension, sauf si cela est défini dans la législation nationale des États membres; e) les règles de suspension et de rétablissement des activités de marché, conformément à l'article 36, paragraphe 1; f) les règles spécifiques régissant le règlement des déséquilibres et le règlement du rééquilibrage de l'énergie en cas de suspension des activités de marché, conformément à l'article 39, paragraphe 1; g) le plan d'essais, conformément à l'article 43, paragraphe 2.
a) les caractéristiques du service à fournir; b) la possibilité d'agrégation et les conditions de l'agrégation; et c) pour les fournisseurs de services de reconstitution, la distribution géographique cible des sources d'énergie dotées de capacités de démarrage autonome et de fonctionnement en réseau séparé.
a) les objectifs du plan de défense du réseau et du plan de reconstitution, y compris les phénomènes à gérer ou les situations à résoudre; b) les conditions déclenchant l'activation des mesures du plan de défense du réseau et du plan de reconstitution; c) le motif de chaque mesure, expliquant comment elle contribue aux objectifs du plan de défense du réseau et du plan de reconstitution, ainsi que l'acteur responsable de la mise en œuvre de ces mesures; et d) les échéances de mise en œuvre des mesures, fixées conformément aux articles 11 et 23.
a) le GRT assure la liaison avec au moins les parties identifiées dans les articles du présent règlement prévoyant une consultation; b) le GRT explique les motifs et l'objectif de la consultation et de la décision qu'il doit prendre; c) le GRT recueille auprès des parties visées au point a) toute information pertinente, ainsi que leur évaluation; d) le GRT tient dûment compte des avis, situations et contraintes des parties consultées; e) avant de rendre sa décision, le GRT explique aux parties consultées les raisons pour lesquelles il a suivi ou non leurs avis.
a) le GRT assure la liaison avec au minimum les parties identifiées dans les articles du présent règlement prévoyant une coordination en temps réel; b) le GRT explique les motifs et l'objectif de la coordination et des actions à mener; c) le GRT soumet une proposition initiale sur les actions devant être menées par chaque partie; d) le GRT recueille auprès des parties visées au point a) toute information pertinente, ainsi que leur évaluation; e) le GRT soumet une proposition finale sur les actions à mener par chaque partie en tenant dûment compte des avis, situations et contraintes des parties concernées et en fixant un délai pour que les parties puissent exprimer leur opposition aux actions proposées par le GRT; f) si les parties concernées ne s'opposent pas à l'exécution des actions proposées par le GRT, chaque partie, y compris le GRT, exécute les actions énoncées dans la proposition; g) si une ou plusieurs parties refusent l'action proposée par le GRT dans le délai imparti, le GRT soumet à l'autorité compétente, pour décision, l'action proposée accompagnée d'une explication de ses motifs et d'une justification de ses objectifs, ainsi que de l'évaluation et de la position des parties; h) si la soumission de la proposition d'action à l'autorité concernée n'est pas possible en temps réel, le GRT engage une action équivalente ayant le plus petit impact ou aucun impact sur les parties ayant refusé d'exécuter l'action proposée.
a) assistance et coordination inter-GRT en état d'urgence, conformément à l'article 14; b) procédures de gestion de la fréquence, conformément aux articles 18 et 28, à l'exclusion de la fixation de la fréquence cible en cas de stratégie ascendante de remise sous tension avant toute resynchronisation au réseau de transport interconnecté; c) assistance pour la procédure de puissance active, conformément à l'article 21; d) stratégie descendante de remise sous tension, conformément à l'article 27.
a) échange entre les GRT concernés d'informations et de données liées aux mesures visées au paragraphe 1; b) identification d'éventuelles incompatibilités entre les mesures visées au paragraphe 1 dans les plans des GRT participant; c) identification de menaces potentielles pour la sécurité d'exploitation dans la région de calcul de la capacité. Lesdites menaces incluent, entre autres, les défaillances de mode commun régionales ayant un impact significatif sur les réseaux de transport des GRT participant; d) évaluation de l'efficacité des mesures visées au paragraphe 1 et précisées dans les plans de défense du réseau et de reconstitution des GRT participant, afin de gérer les menaces potentielles visées au point c); e) consultation des coordinateurs régionaux de la sécurité afin d'évaluer la cohérence des mesures visées au paragraphe 1 dans l'ensemble de la zone synchrone concernée; f) identification de mesures d'atténuation en cas d'incompatibilités dans les plans de défense du réseau et de reconstitution des GRT participant, ou cas d'absence de telles mesures dans lesdits plans.
a) les limites de sécurité d'exploitation fixées conformément à l'article 25 du règlement (UE) 2017/1485; b) le comportement et les capacités au niveau de la consommation et de la production dans la zone synchrone; c) les besoins spécifiques des USR de haute priorité, en vertu du paragraphe 4, point d); et d) les caractéristiques de son réseau de transport et des réseaux sous-jacents des GRD.
a) les conditions d'activation du plan de défense du réseau, conformément à l'article 13; b) les consignes du plan de défense du réseau émises par le GRT; et c) les mesures soumises à une consultation ou coordination en temps réel avec les parties identifiées.
a) une liste des mesures devant être mises en œuvre par le GRT sur ses installations; b) une liste des mesures devant être mises en œuvre par les GRD et une liste des GRD responsables de la mise en œuvre desdites mesures sur leurs installations; c) une liste des USR responsables de la mise en œuvre sur leurs installations des mesures résultant des exigences à caractère obligatoire énoncées dans le règlement (UE) 2016/631, le règlement (UE) 2016/1388 et le règlement (UE) 2016/1447 ou dans la législation nationale, et une liste des mesures devant être mises en œuvre par lesdits USR; d) une liste des USR de haute priorité, et les modalités et conditions de leur déconnexion; et e) les échéances de mise en œuvre de chacune des mesures listées dans le plan de défense du réseau.
a) les systèmes de protection du réseau, y compris au minimum: i) le système de contrôle automatique de la sous-fréquence, conformément à l'article 15; ii) le système de contrôle automatique de la surfréquence, conformément à l'article 16; et iii) le système automatique contre l'écroulement de tension, conformément à l'article 17;
b) les procédures du plan de défense du réseau, y compris au minimum: i) la procédure de gestion de l'écart de fréquence, conformément à l'article 18; ii) la procédure de gestion de l'écart de tension, conformément à l'article 19; iii) la procédure de gestion du flux de puissance, conformément à l'article 20; iv) une procédure d'assistance en puissance active, conformément à l'article 21; et v) la procédure de déconnexion manuelle de la charge nette, conformément à l'article 22.
a) leurs effets sur les utilisateurs du réseau sont minimaux; b) elles sont économiquement efficientes; c) seules les mesures nécessaires sont activées; et d) elles n'entraînent pas l'état d'urgence ou de panne généralisée sur le réseau de transport du GRT ou sur les réseaux de transport interconnectés.
a) les installations des GRD, en vertu de l'article 11, paragraphe 4; ou b) les installations des USR identifiés en vertu de l'article 11, paragraphe 4, qui sont raccordées à leurs réseaux de distribution; ou c) les installations des fournisseurs de services de défense raccordées à leurs réseaux de distribution; ou d) les installations des GRD raccordées à leurs réseaux de distribution.
a) met en œuvre les mesures notifiées conformément au présent article au plus tard 12 mois après la date de notification; b) confirme la mise en œuvre des mesures au gestionnaire de réseau émetteur de la notification, qui, lorsqu'il est distinct du GRT, notifie au GRT cette confirmation; et c) maintient les mesures ayant été mises en œuvre sur ses installations.
a) le réseau est en état d'urgence, conformément aux critères énoncés à l'article 18, paragraphe 3, du règlement (UE) 2017/1485 et aucune mesure corrective n'est disponible pour rétablir l'état normal du réseau; ou b) l'analyse de la sécurité d'exploitation indique que l'activation d'une mesure du plan de défense du réseau est nécessaire, conformément à l'article 11, paragraphe 5, en plus des mesures correctives disponibles, pour assurer la sécurité d'exploitation du réseau de transport.
a) actions de régulation manuelles de la puissance active transmise pour aider le GRT en état d'urgence à amener le flux de puissance dans les limites de sécurité d'exploitation, ou la fréquence de la zone synchrone voisine dans les limites de fréquence du réseau en état d'alerte, définies en vertu de l'article 18, paragraphe 2, du règlement (UE) 2017/1485; b) fonctions de régulation automatique de la puissance active transmise sur la base des signaux et critères énoncés à l'article 13 du règlement (UE) 2016/1447; c) réglage automatique de la fréquence, conformément aux articles 15 à 18 du règlement (UE) 2016/1447 en cas de fonctionnement en réseau séparé; d) contrôle de la tension et de la puissance réactive conformément à l'article 24 du règlement (UE) 2016/1447; et e) toute autre action appropriée.
a) le GRT agit en coordination avec les GRT voisins; et b) ladite action n'entraîne pas l'état d'urgence ou de panne généralisée sur les autres réseaux de transport interconnectés.
a) basculent automatiquement en mode production dans le délai prévu et en respectant la consigne de puissance active fixée par le GRT dans le plan de défense du réseau; ou b) se déconnectent automatiquement si elles ne sont pas en mesure d'assurer ce basculement dans le délai fixé par le GRT dans le plan de défense du réseau.
a) évite de fixer un délai additionnel volontaire au temps de fonctionnement des relais et des disjoncteurs; b) minimise la déconnexion d'unités de production d'électricité, particulièrement de celles fournissant de l'inertie; et c) limite le risque que le système entraîne des excursions du flux de puissance et de la tension en dehors des limites de sécurité d'exploitation.
a) qu'elle ne soit activée que: i) lorsque l'écart de fréquence est supérieur à l'écart maximal de fréquence en régime permanent et que le gradient de fréquence est supérieur à celui produit par l'incident de référence; ii) jusqu'à ce que la fréquence atteigne celle du niveau de départ obligatoire pour la déconnexion de la charge nette;
b) qu'elle soit conforme à l'annexe; et c) qu'elle soit nécessaire et justifiée afin de maintenir la sécurité d'exploitation de façon efficace.
a) les seuils de fréquence pour son activation; et b) le rapport de réduction de l'injection de puissance active.
a) un système de déconnexion automatique de la charge nette en tension basse, conformément à l'article 19, paragraphe 2, du règlement (UE) 2016/1388; b) un système de blocage des régleurs en charge de transformateur, conformément à l'article 19, paragraphe 3, du règlement (UE) 2016/1388; et c) des dispositifs de protection du réseau pour la gestion de la tension.
a) la méthode de blocage (local ou à distance à partir d'un centre de conduite); b) le seuil de tension au point de raccordement; c) la direction du flux de puissance réactive; et d) le laps de temps maximal entre la détection du seuil et le blocage.
a) la diminution de la production est inférieure à la diminution de la consommation lors des événements de sous-fréquence; et b) la diminution de la production est supérieure à la diminution de la consommation lors des événements de surfréquence.
a) bascule les unités de stockage d'énergie en mode charge en mode de production à une consigne de puissance active fixée par le GRT dans le plan de défense du réseau; ou b) si l'unité de stockage d'énergie n'est pas en mesure de basculer suffisamment rapidement pour stabiliser la fréquence, la déconnecte manuellement.
a) tout fournisseur de services d'équilibrage, qui, à la demande du GRT, modifie son état de disponibilité afin de mettre à disposition l'ensemble de sa puissance active, pour autant qu'elle n'ait pas été activée au préalable par le marché de l'équilibrage et dans le respect de ses contraintes techniques; b) tout USR connecté dans sa zone RFP qui ne fournit pas déjà un service d'équilibrage au GRT et qui, à la demande du GRT, met à disposition l'ensemble de sa puissance active, dans le respect de ses contraintes techniques; et c) les autres GRT qui sont à l'état normal ou en état d'alerte.
a) met à disposition ses offres non partagées; b) est habilité à activer l'énergie d'équilibrage disponible, afin de fournir la puissance correspondante au GRT demandeur; et c) est en droit de demander une assistance en puissance active à ses fournisseurs de services d'équilibrage et à tout USR raccordé dans sa zone RFP qui ne fournit pas déjà un service d'équilibrage au GRT, afin de fournir l'assistance en puissance active correspondante au GRT demandeur.
a) la capacité d'échange entre zones disponible si l'activation est faite avant l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones et si la fourniture de la capacité d'échange entre zones concernée n'a pas été suspendue en vertu de l'article 35; b) une capacité supplémentaire qui peut être disponible en raison de l'état en temps réel du réseau, auquel cas les GRT demandeurs et les GRT recevant la demande se coordonnent avec les autres GRT touchés de façon significative, conformément à l'article 6, paragraphe 5.
a) remédier aux situations de surcharge ou de sous-tension; ou b) remédier aux situations dans lesquelles une assistance en puissance active en vertu de l'article 21 a été demandée mais n'est pas suffisante pour maintenir l'adéquation dans sa zone de contrôle aux échéances journalière et infrajournalière, conformément à l'article 107 du règlement (UE) 2017/1485, entraînant un risque de dégradation de la fréquence dans la zone synchrone.
a) le comportement et les capacités de consommation et de production; b) les besoins spécifiques des USR de haute priorité listés en vertu du paragraphe 4; et c) les caractéristiques de son réseau et des réseaux sous-jacents des GRD.
a) les conditions d'activation du plan de reconstitution, telles que prévues à l'article 25; b) les instructions du plan de reconstitution émises par le GRT; et c) des mesures faisant l'objet d'une consultation ou coordination en temps réel avec les parties identifiées.
a) une liste des mesures devant être mises en œuvre par le GRT sur ses installations; b) une liste des mesures devant être mises en œuvre par les GRD et une liste des GRD responsables de la mise en œuvre de ces mesures sur leurs installations; c) une liste des USR responsables de la mise en œuvre sur leurs installations des mesures résultant des exigences à caractère obligatoire énoncées dans les règlements (UE) 2016/631, (UE) 2016/1388 et (UE) 2016/1447 ou dans la législation nationale et une liste des mesures devant être mises en œuvre par lesdits USR; d) la liste des USR de haute priorité et les modalités et conditions pour leur déconnexion et remise sous tension; e) une liste des postes électriques essentiels pour les procédures de reconstitution prévues; f) le nombre de sources d'alimentation dans la zone de contrôle du GRT nécessaires pour remettre son réseau sous tension par une stratégie ascendante de remise sous tension avec capacités de démarrage autonome, de resynchronisation rapide (par un fonctionnement en îlotage sur les auxiliaires) et de fonctionnement en réseau séparé; et g) les échéances de mise en œuvre de chaque mesure listée.
a) la procédure de remise sous tension, conformément à la section 2; b) la procédure de gestion de la fréquence, conformément à la section 3; et c) la procédure de resynchronisation, conformément à la section 4.
a) leur impact sur les utilisateurs du réseau est minimal; b) elles sont efficientes sur le plan économique; c) seules les mesures nécessaires sont activées; et d) elles n'entraînent pas l'état d'urgence ou de panne généralisée sur les réseaux de transport interconnectés.
a) les installations des GRD, en vertu de l'article 23, paragraphe 4; et b) les installations des USR identifiés en vertu de l'article 23, paragraphe 4, qui sont raccordées à leurs réseaux de distribution; et c) les installations des fournisseurs de services de reconstitution raccordées à leurs réseaux de distribution; et d) les installations des GRD raccordées à leurs réseaux de distribution.
a) met en œuvre les mesures notifiées dans un délai de 12 mois à compter de la date de la notification; b) confirme la mise en œuvre des mesures à l'opérateur du réseau ayant émis la notification, qui, lorsqu'il est distinct du GRT, adresse une notification au GRT; et c) maintient les mesures ayant été mises en œuvre sur ses installations.
a) lorsque le réseau est en état d'urgence, conformément aux critères de l'article 18, paragraphe 3, du règlement (UE) 2017/1485, après stabilisation du réseau à la suite de l'activation des mesures du plan de défense du réseau; ou b) lorsque le réseau est en état de panne généralisée, conformément aux critères de l'article 18, paragraphe 4, du règlement (UE) 2017/1485.
a) l'étendue et les frontières de la ou des régions synchronisées à laquelle ou auxquelles appartient sa zone de contrôle; b) les GRT avec lesquels il partage une ou plusieurs régions synchronisées; et c) les réserves de puissance active disponibles dans sa zone de contrôle.
a) une stratégie descendante de remise sous tension; et b) une stratégie ascendante de remise sous tension.
a) de gestion des écarts de tension et de fréquence dus à la remise sous tension; b) de surveillance et de gestion du fonctionnement en réseau séparé; et c) de resynchronisation des zones fonctionnant en réseau séparé.
a) de la disponibilité des sources d'électricité ayant une capacité de remise sous tension dans sa zone de contrôle; b) de la durée et des risques attendus des stratégies de remise sous tension possibles; c) des conditions des réseaux électriques; d) des conditions des réseaux directement raccordés, y compris au minimum l'état des interconnexions; e) des USR de haute priorité listés en vertu de l'article 23, paragraphe 4; et f) de la possibilité d'associer les stratégies descendantes et ascendantes de remise sous tension.
a) en préparation de la procédure de resynchronisation, lorsqu'une zone synchrone est divisée en plusieurs régions synchronisées; b) en cas d'écart de fréquence dans la zone synchrone; ou c) en cas de remise sous tension.
a) une liste des actions de paramétrage du bloc de réglage fréquence-puissance avant la désignation des responsables de fréquence; b) la désignation des responsables de fréquence; c) l'établissement d'une fréquence cible en cas de stratégie ascendante de remise sous tension; d) la gestion de la fréquence après un écart de fréquence; et e) la gestion de la fréquence après une division de zone synchrone. f) la détermination du volume de consommation et de production à reconnecter, compte tenu des réserves de puissance active disponibles dans la région synchronisée, afin d'éviter de grands écarts de fréquence.
a) la quantité des réserves de puissance active disponibles et particulièrement les réserves de restauration de la fréquence; b) les capacités disponibles sur les interconnexions; c) la disponibilité de mesures de la fréquence des GRT de la région synchronisée ou de la zone synchrone; et d) la disponibilité de mesures sur les éléments critiques de la région synchronisée ou de la zone synchrone.
a) jusqu'à ce qu'un autre pilote de la fréquence soit désigné pour la région synchronisée; b) jusqu'à ce qu'un nouveau pilote de la fréquence soit désigné à la suite d'une resynchronisation de sa région synchronisée avec une autre région synchronisée; ou c) jusqu'à ce que la zone synchrone ait été entièrement resynchronisée, que la fréquence du réseau se situe dans la plage de fréquence standard et que le RFP assuré par chaque GRT de la zone synchrone ait été rétabli dans son mode d'exploitation normal, conformément à l'article 18, paragraphe 1, du règlement (UE) 2017/1485.
a) la désignation d'un responsable de la resynchronisation; b) les mesures permettant au GRT d'appliquer une stratégie de resynchronisation; et c) les limites maximales d'écart angulaire, de fréquence et de tension pour les lignes de connexion.
a) fait fonctionner au moins un poste électrique équipé d'un dispositif de commutation parallèle à la frontière entre les deux régions synchronisées à resynchroniser; b) dispose d'un accès aux mesures de la fréquence des deux régions synchronisées; c) dispose d'un accès aux mesures de la tension aux postes électriques entre lesquels se situent les points de resynchronisation potentiels; et d) est en mesure de contrôler la tension des points de resynchronisation potentiels.
a) jusqu'à ce qu'un autre responsable de la resynchronisation soit désigné pour les deux régions synchronisées; ou b) jusqu'à ce que les deux régions synchronisées aient été resynchronisées et que toutes les étapes visées à l'article 34 aient été accomplies.
a) fixe, conformément aux limites maximales visées à l'article 32: i) la valeur cible de la fréquence aux fins de la resynchronisation; ii) la différence de fréquence maximale entre deux régions synchronisées; iii) l'échange maximal de puissance active et réactive; et iv) le mode d'exploitation à appliquer au RFP;
b) sélectionne le point de resynchronisation en tenant compte des limites de sécurité d'exploitation dans les régions synchronisées; c) établit et prépare l'ensemble des actions nécessaires pour la resynchronisation de deux régions synchronisées au point de resynchronisation; d) établit et prépare un ensemble d'actions à mener par la suite pour établir des connexions supplémentaires entre les régions synchronisées; et e) évalue l'état de préparation des régions synchronisées pour la resynchronisation en tenant compte des conditions établies au point a).
a) le réseau de transport du GRT est en état de panne généralisée; ou b) le GRT a épuisé toutes les possibilités offertes par le marché et la poursuite des activités de marché en état d'urgence entraînerait la dégradation d'une ou plusieurs des conditions visées à l'article 18, paragraphe 3, du règlement (UE) 2017/1485; ou c) la poursuite des activités de marché diminuerait de façon significative l'efficacité du processus de reconstitution de l'état normal ou d'alerte; ou d) les outils et moyens de communication nécessaires aux GRT afin de faciliter les activités de marché sont indisponibles.
a) la fourniture d'une capacité d'échange entre zones pour l'allocation de la capacité aux frontières correspondantes des zones de dépôt des offres pour chaque unité de temps du marché où l'on s'attend à ce que le réseau de transport ne soit pas rétabli à l'état normal ou d'alerte; b) la soumission, par un fournisseur de services d'équilibrage, d'offres de capacité d'équilibrage et d'énergie d'équilibrage; c) la fourniture par une partie responsable de l'équilibrage d'une position équilibrée à l'expiration de l'échéance journalière, si les modalités et conditions générales relatives à l'équilibrage l'exigent; d) la fourniture de modifications de la position de parties responsables de l'équilibrage; e) la fourniture des programmes visés à l'article 111, paragraphes 1 et 2, du règlement (UE) 2017/1485; et f) les autres activités de marché pertinentes dont la suspension est jugée nécessaire pour préserver et/ou reconstituer le réseau.
a) les GRT des régions pour le calcul de la capacité auxquelles appartient le GRT; b) les GRT avec lesquels le GRT a établi des accords pour la coordination de l'équilibrage; c) les NEMO et autres entités affectées ou déléguées à l'exécution de fonctions de marché conformément au règlement (UE) 2015/1222 dans sa zone de contrôle; d) les GRT d'un bloc de réglage fréquence-puissance auquel appartient le GRT; et e) le responsable du calcul coordonné de la capacité pour les régions de calcul de la capacité auxquelles appartient le GRT.
a) les règles de fourniture d'une capacité d'échange entre zones au sein des régions de calcul de la capacité concernées; b) les règles de soumission, par les fournisseurs de services d'équilibrage, d'offres de capacité d'équilibrage et d'énergie d'équilibrage résultant des accords avec d'autres GRT pour la coordination de l'équilibrage; c) les règles régissant la fourniture, par une partie responsable de l'équilibrage, d'une position équilibrée à l'expiration de l'échéance journalière si les modalités et conditions générales relatives à l'équilibrage l'exigent; d) les règles de fourniture des modifications de la position des parties responsables de l'équilibrage; et e) les règles de fourniture des programmes visés à l'article 111, paragraphes 1 et 2, du règlement (UE) 2017/1485.
a) le pourcentage de déconnexion de la charge dans la zone RFP du GRT correspondant à: i) l'incapacité d'une part significative des parties responsables de l'équilibrage à maintenir leur équilibre; ou ii) la nécessité pour le GRT de ne pas suivre les processus d'équilibrage habituels afin de réaliser une remise sous tension efficace;
b) le pourcentage de déconnexion de la production dans la zone RFP du GRT correspondant à l'incapacité d'une part significative des parties responsables de l'équilibre à maintenir leur équilibre; c) la part et la distribution géographique des éléments du réseau de transport non disponibles correspondant à: i) la désynchronisation d'une partie significative de la zone RFP rendant les processus habituels d'équilibrage contre-productifs; ou ii) la réduction à zéro de la capacité d'échange entre zones sur une ou plusieurs frontières de zones de dépôt des offres;
d) l'incapacité des entités touchées suivantes à exécuter leurs activités de marché pour une ou plusieurs raisons échappant à leur contrôle: i) les parties responsables de l'équilibre; ii) les parties fournissant des services d'équilibrage; iii) les NEMO et autres entités affectées ou déléguées à l'exécution de fonctions de marché, conformément au règlement (UE) 2015/1222; iv) les GRD raccordés au réseau de transport;
e) l'absence d'outils et moyens de communication fonctionnant correctement nécessaires pour réaliser: i) le couplage unique journalier ou infrajournalier ou tout mécanisme d'allocation explicite de la capacité; ou ii) le processus de restauration de la fréquence; ou iii) le processus de remplacement des réserves; ou iv) la fourniture, par la partie responsable de l'équilibre, d'une position équilibrée à l'échéance journalière, et la fourniture d'une modification de sa position; ou v) la fourniture des programmes visés à l'article 111, paragraphes 1 et 2, du règlement (UE) 2017/1485.
a) la situation ayant déclenché la suspension est terminée et aucune autre situation visée à l'article 35, paragraphe 1, ne s'applique; et b) les entités visées à l'article 38, paragraphe 2, ont été dûment informées au préalable, conformément à l'article 38.
a) en utilisant la capacité d'échange entre zones disponible la plus récente calculée par le responsable du calcul coordonné de la capacité; b) en lançant les processus de calcul régional de la capacité en vigueur, conformément aux articles 29 et 30 du règlement (UE) 2015/1222; ou c) en déterminant la capacité d'échange entre zones en coordination avec les GRT de la région de calcul de la capacité, sur la base des conditions réelles du réseau physique.
a) les parties visées à l'article 35, paragraphe 5; b) les parties responsables de l'équilibre; c) les fournisseurs de services d'équilibrage; d) les GRD raccordés au réseau de transport; et e) l'autorité de régulation compétente conformément à l'article 37 de la directive 2009/72/CE des États membres concernés.
a) la notification par le GRT de la suspension des activités de marché, conformément à l'article 35; b) la notification par le GRT de la meilleure estimation de la date et de l'heure de la reconstitution du réseau de transport; c) la notification de l'éventuelle suspension de leurs activités par le NEMO et les autres entités désignées pour l'exécution de fonctions de marché conformément au règlement (UE) 2015/1222 et au règlement (UE) 2016/1719; d) les mises à jour effectuées par les GRT sur le processus de reconstitution du réseau de transport; e) la notification par les entités visées au paragraphe 2, points a) à d), que leurs outils de marché et systèmes de communication sont opérationnels; f) la notification par le ou les GRT que le réseau de transport est rétabli à l'état normal ou d'alerte; g) la notification, par le NEMO et les autres entités assignées ou déléguées à l'exécution de fonctions de marché conformément au règlement (UE) 2015/1222, de la meilleure estimation de la date et de l'heure du rétablissement des activités de marché; et h) la confirmation du rétablissement des activités de marché par le NEMO et les autres entités assignées ou déléguées à l'exécution de fonctions de marché conformément au règlement (UE) 2015/1222.
a) assurent la neutralité financière de chaque GRT et tiers concerné visé au paragraphe 1; b) évitent toute distorsion des incitations ou toute incitation contre-productive pour les parties responsables de l'équilibrage, fournisseurs de services d'équilibrage et GRT; c) incitent les parties responsables de l'équilibrage à s'efforcer d'être à l'équilibre ou à aider le réseau à rétablir son équilibre; d) évitent toute pénalité financière imposée aux parties responsables de l'équilibrage et aux fournisseurs de services d'équilibrage en raison de l'exécution des actions demandées par le GRT; e) dissuadent les GRT de suspendre les activités de marché sauf en cas de nécessité absolue et les incitent à rétablir les activités de marché dès que possible; et f) incitent les fournisseurs de services d'équilibrage à offrir des services qui aident à rétablir le réseau à l'état normal au GRT de raccordement.
a) auprès des GRD identifiés conformément à l'article 23, paragraphe 4, les informations nécessaires concernant, au minimum: i) la portion de leur réseau qui fonctionne en réseau séparé; ii) la capacité à synchroniser des parties du réseau qui fonctionnent en réseau séparé; et iii) la capacité à lancer un fonctionnement en réseau séparé;
b) auprès des USR, conformément à l'article 23, paragraphe 4, et des fournisseurs de services de reconstitution, des informations concernant au minimum les conditions suivantes: i) l'état actuel de l'installation; ii) les limites d'exploitation; iii) la durée totale d'activation et le temps nécessaire à l'augmentation de la production; et iv) les processus pour lesquels le facteur temps est critique.
a) aux GRT voisins, des informations concernant au minimum: i) l'étendue et les frontières de la ou des régions synchronisées auxquelles appartient sa zone de contrôle; ii) les restrictions d'exploitation de la région synchronisée; iii) la durée et la quantité maximales de puissance active et réactive qui peut être fournie via les interconnexions; et iv) toute autre restriction d'ordre technique ou organisationnel;
b) au pilote de la fréquence de sa région synchronisée, des informations concernant au minimum: i) les restrictions pour le maintien d'un fonctionnement en réseau séparé; ii) la consommation et la production supplémentaires disponibles; et iii) la disponibilité de réserves d'exploitation;
c) aux GRD raccordés au réseau de transport identifiés conformément à l'article 11, paragraphe 4, et à l'article 23, paragraphe 4, des informations concernant au minimum: i) l'état de son réseau de transport; ii) les limites de la puissance active et réactive, de la reprise de la charge par blocs de puissance et de la position des régleurs et des coupe-circuit aux points de connexion; iii) les informations sur l'état actuel et anticipé des unités de production d'électricité raccordées au GRD, si elles ne sont pas directement disponibles pour le GRD; et iv) toutes les informations nécessaires en vue d'une coordination ultérieure avec les parties raccordées au réseau de distribution;
d) aux fournisseurs de services de défense, des informations concernant, au minimum: i) l'état de son réseau de transport; et ii) les mesures programmées nécessitant la participation des fournisseurs de services de défense;
e) aux GRD et aux USR identifiés en vertu de l'article 23, paragraphe 4, et aux fournisseurs de services de reconstitution, des informations concernant, au minimum: i) l'état de son réseau de transport; ii) la capacité à remettre les couplages sous tension et les plans y afférents; et iii) les mesures programmées nécessitant leur participation.
a) les circonstances ayant entraîné l'état actuel du réseau de transport, si elles sont connues; et b) les problèmes potentiels entraînant la nécessité d'une assistance en puissance active.
a) au ou aux NEMO, qui mettent ces informations à la disposition des acteurs de leur marché, comme le prévoit l'article 38; b) à son autorité de régulation compétente conformément à l'article 37 de la directive 2009/72/CE, ou, lorsque la législation nationale le prévoit explicitement, aux entités visées à l'article 4, paragraphe 3; et c) à toute autre partie compétente, le cas échéant.
a) le développement et l'évolution de son réseau depuis le dernier réexamen ou la première conception; b) les capacités des nouveaux équipements installés sur les réseaux de transport et de distribution depuis le dernier réexamen ou la première conception; c) les USR entrés en activité depuis le dernier réexamen ou la première conception, ainsi que leurs capacités et les services pertinents apportés; d) les essais réalisés et l'analyse des incidents sur le réseau, conformément à l'article 56, paragraphe 5, du règlement (UE) 2017/1485; et e) les données d'exploitation recueillies en fonctionnement normal et après une perturbation.
a) la voie de remise sous tension par les fournisseurs de services de reconstitution avec capacités de démarrage autonome ou de fonctionnement en réseau séparé; b) l'alimentation des auxiliaires principaux des unités de production d'électricité; c) le processus de reconnexion de la charge; et d) le processus de resynchronisation des réseaux fonctionnant en réseau séparé.
a) l'identification d'éventuelles divergences dans la mise en œuvre du présent règlement au niveau national ce qui concerne les éléments énumérés à l'article 4, paragraphe 2: b) l'évaluation de la cohérence des plans de défense du réseau et de reconstitution réalisée par les GRT, conformément à l'article 6; c) les seuils au-delà desquels l'impact des actions d'un ou plusieurs GRT en état d'urgence, de panne généralisée ou de reconstitution est considéré comme significatif pour les autres GRT situés dans la région pour le calcul de la capacité, conformément à l'article 6; d) le degré d'harmonisation des règles de suspension et de rétablissement des activités de marché fixées par les GRT conformément à l'article 36, paragraphe 1, et aux fins du rapport prévu à l'article 36, paragraphe 7; e) le degré d'harmonisation des règles applicables au règlement des déséquilibres et au règlement de l'énergie d'équilibrage en cas de suspension des activités de marché, visées à l'article 39.
| Paramètre | Valeurs pour la ZS Europe continentale | Valeurs pour la ZS Pays nordiques | Valeurs pour la ZS Grande-Bretagne | Valeurs pour la ZS Irlande | Unité de mesure |
|---|---|---|---|---|---|
| 49 | 48,7 – 48,8 | 48,8 | 48,85 | Hz | |
| 5 | 5 | 5 | 6 | % de la charge totale nationale | |
| 48 | 48 | 48 | 48,5 | Hz | |
| 45 | 30 | 50 | 60 | % de la charge totale nationale | |
| Plage d'exécution | ± 7 | ± 10 | ± 10 | ± 7 | % de la charge totale nationale pour une fréquence donnée |
| Nombre minimum de pas pour atteindre le niveau final obligatoire | 6 | 2 | 4 | 6 | Nombre de pas |
| Déconnexion maximale de la charge nette pour chaque pas | 10 | 15 | 10 | 12 | % de la charge totale nationale pour une étape donnée |