Règlement (UE) 2017/1485 (version consolidée)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Si le GRT compétent en Espagne demande, conformément à l'article 16, paragraphe 2, du règlement (UE) 2016/631 que les unités de production d'électricité raccordées à des tensions nominales comprises entre 300 et 400 kV restent connectées dans une plage de tension comprise entre 1,05 et 1,0875 pu pendant un temps illimité, cette plage supplémentaire de tension est prise en considération par le GRT en Espagne aux fins de la conformité avec le paragraphe 1.

3. Chaque GRT définit la base de tension pour les valeurs exprimées en pu.

4. Chaque GRT s'efforce de garantir qu'en état normal et après la survenue d'un aléa, la tension demeure dans des plages élargies pendant des durées d'exploitation limitées, si ces plages de tension élargies ont fait l'objet d'un accord avec les GRD raccordés au réseau, les propriétaires d'installations de production d'électricité raccordés au réseau conformément à l'article 16, paragraphe 2, du règlement (UE) 2016/631 ou les propriétaires de systèmes HVDC raccordés au réseau conformément à l'article 18 du règlement (UE) 2016/1447.

5. Chaque GRT convient, avec les GRD et les USR raccordés au réseau de transport, des plages de tension aux points de raccordement en dessous de 110 kV, si ces plages de tension sont pertinentes pour le respect des limites de sécurité d'exploitation. Chaque GRT s'efforce de veiller à ce que la tension demeure dans la plage convenue en état normal et après la survenue d'un aléa.

1. Dans les trois mois après l'entrée en vigueur du présent règlement, tous les USR qui sont des unités de production d'électricité raccordées au réseau non assujettis à l'article 16 du règlement (UE) 2016/631, ou qui sont des systèmes HVDC non assujettis à l'article 18 du règlement (UE) 2016/1447, informent leur GRT de leurs capacités par rapport aux exigences de tension fixées à l'article 16 du règlement (UE) 2016/631 ou à l'article 18 du règlement (UE) 2016/1447 en déclarant leurs capacités en tension et la durée qu'ils peuvent tenir sans déconnexion.

2. Les USR qui sont des unités de consommation assujettis aux exigences de l'article 3 du règlement (UE) 2016/1388 ne se déconnectent pas à la suite d'une perturbation demeurant dans les plages de tension visées à l'article 27. Dans les trois mois après l'entrée en vigueur du présent règlement, les USR qui sont des installations de consommation raccordées au réseau et qui ne sont pas assujettis à l'article 3 du règlement (UE) 2016/1388 informent leur GRT de leurs capacités par rapport aux exigences de tension définies à l'annexe II du règlement (UE) 2016/1388 en déclarant leurs capacités en tension et la durée qu'ils peuvent tenir sans déconnexion.

3. Chaque USR qui est une installation de consommation raccordée au réseau respecte les paramètres de réglage de la puissance réactive, les plages de facteur de puissance et les paramètres de réglage de la tension pour le réglage de la tension dans la plage convenue avec son GRT conformément à l'article 27.

1. Si la tension à un point de raccordement au réseau de transport se situe en dehors des plages définies aux tableaux 1 et 2 de l'annexe II du présent règlement, chaque GRT applique des actions correctives de réglage de la tension et de gestion de la puissance réactive conformément à l'article 22, paragraphe 1, point c), du présent règlement afin de restaurer la tension au point de raccordement dans la plage spécifiée à l'annexe II et dans les délais spécifiés à l'article 16 du règlement (UE) 2016/631 et à l'article 13 du règlement (UE) 2016/1388.

2. Chaque GRT tient compte, dans son analyse de la sécurité d'exploitation, des valeurs de tension auxquelles les USR raccordés au réseau de transport non assujettis aux exigences du règlement (UE) 2016/631 ou du règlement (UE) 2016/1388 peuvent se déconnecter.

3. Chaque GRT veille à disposer d'une réserve de puissance active d'un volume et avec un délai de réaction adéquats, afin de maintenir les tensions dans sa zone de contrôle et aux interconnexions dans les plages indiquées à l'annexe II.

4. Les GRT interconnectés à des interconnexions à courant alternatif définissent conjointement le régime de réglage de la tension adéquat pour garantir le respect des limites de sécurité d'exploitation fixées conformément à l'article 25, paragraphe 4.

5. Chaque GRT convient avec chaque GRD raccordé au réseau de transport des paramètres de réglage de la puissance réactive, des plages de facteur de puissance et des paramètres de réglage de la tension aux fins du réglage de la tension au point de raccordement entre le GRT et le GRD conformément à l'article 15 du règlement (UE) 2016/1388. Afin de faire en sorte que les paramètres soient maintenus, chaque GRD raccordé au réseau utilise ses sources de puissance réactive et a le droit de donner des instructions de réglage de la tension aux USR raccordés au réseau de distribution.

6. Chaque GRT a le droit d'utiliser toutes les capacités de puissance réactive raccordées au réseau de transport disponibles dans sa zone de contrôle aux fins de la gestion efficace de la puissance réactive et du maintien de la tension dans les plages indiquées aux tableaux 1 et 2 de l'annexe II du présent règlement.

7. Chaque GRT exploite directement ou indirectement, en coordination le cas échéant avec les GRD raccordés au réseau de transport, les ressources de puissance réactive à l'intérieur de sa zone de contrôle, y compris le blocage de la régulation automatique en tension/puissance réactive des transformateurs, l'abaissement de la tension et la déconnexion de la charge nette en fréquence basse, afin de respecter les limites de sécurité d'exploitation et de prévenir un effondrement de la tension sur le réseau de transport.

8. Chaque GRT détermine les actions de réglage de la tension en coordination avec les USR et les GRD raccordés au réseau de transport et avec les GRT voisins.

9. Lorsque le réglage de la tension et la gestion de la puissance réactive sur le réseau de transport le justifient, un GRT peut demander à un USR raccordé à un réseau de distribution, en coordination avec un GRD, de suivre des instructions de réglage de la tension.

1. Chaque GRT effectue des calculs de courant de court-circuit afin d'évaluer l'impact des GRT voisins et des USR et réseaux de distribution, y compris les réseaux de distribution fermés, raccordés au réseau de transport sur les niveaux de courant de court-circuit sur le réseau de transport. Lorsqu'un réseau de distribution, y compris un réseau de distribution fermé, raccordé au réseau de transport a un impact sur les niveaux de courant de court-circuit, il est inclus dans les calculs de courant de court-circuit sur le réseau de transport.

2. Aux fins des calculs de courant de court-circuit, chaque GRT:

3. Chaque GRT applique des mesures opérationnelles et autres afin de prévenir le dépassement des limites maximales et minimales du courant de court-circuit visées à l'article 30, à toutes les échéances et pour tous les équipements de protection. En cas de dépassement d'une de ces limites, chaque GRT active les actions correctives ou applique d'autres mesures assurant le rétablissement des limites visées à l'article 30. Le dépassement de ces limites n'est autorisé que lors des séquences de manœuvres.

1. Chaque GRT maintient les flux de puissance dans les limites de sécurité d'exploitation définies lorsque le système est en état normal et après la survenue d'un aléa figurant sur la liste des aléas visée à l'article 33, paragraphe 1.

2. Dans la situation (N-1), en état normal, chaque GRT, ayant préparé les actions correctives à appliquer et à exécuter dans le délai alloué pour les surcharges transitoires admissibles, maintient les flux de puissance dans les surcharges transitoires admissibles visées à l'article 25, paragraphe 1, point c).

1. Chaque GRT établit une liste des aléas comprenant les aléas internes et externes de sa zone d'observabilité, en déterminant ceux qui menacent la sécurité d'exploitation de la zone de contrôle du GRT. La liste des aléas inclut les aléas ordinaires et les aléas exceptionnels déterminés en appliquant la méthodologie élaborée en application de l'article 75.

2. Afin de dresser une liste des aléas, chaque GRT classifie chaque aléa sur la base de son caractère ordinaire, exceptionnel ou hors catégorie, compte tenu de la probabilité de son occurrence et des principes suivants:

3. Chaque GRD et USR raccordé au réseau de transport qui est une installation de production d'électricité communique toutes les informations utiles à l'analyse des aléas que demande le GRT, notamment les données prévisionnelles et en temps réel, avec une éventuelle agrégation des données conformément à l'article 50, paragraphe 2.

4. Chaque GRT coordonne son analyse des aléas au moins avec les GRT de sa zone d'observabilité, afin d'assurer la cohérence des listes des aléas, conformément à l'article 75.

5. Chaque GRT informe les GRT de sa zone d'observabilité des aléas externes figurant sur sa liste des aléas.

6. Chaque GRT informe suffisamment à l'avance les GRT concernés de sa zone d'observabilité de toute modification topologique envisagée sur les éléments de son réseau de transport qui figurent en tant qu'aléas externes sur les listes des aléas des GRT concernés.

7. Chaque GRT veille à ce que les données en temps réel soient suffisamment précises pour permettre la convergence des calculs de charge-flux qui sont réalisés dans le cadre de l'analyse des aléas.

1. Chaque GRT effectue une analyse des aléas dans sa zone d'observabilité afin de déterminer les aléas qui menacent ou pourraient menacer la sécurité d'exploitation de sa zone de contrôle, et les actions correctives qui pourraient être nécessaires pour faire face à ces aléas, y compris l'atténuation de l'impact des aléas exceptionnels.

2. Chaque GRT veille à ce que les franchissements potentiels des limites de sécurité d'exploitation dans sa zone de contrôle qui sont révélés par l'analyse des aléas ne menacent pas la sécurité d'exploitation de son réseau de transport ou des réseaux de transport interconnectés.

3. Chaque GRT effectue une analyse des aléas sur la base des données d'exploitation prévisionnelles et en temps réel de sa zone d'observabilité. Le point de départ de l'analyse des aléas en situation N est la topologie pertinente du réseau de transport qui intègre les indisponibilités planifiées dans les phases de planification de l'exploitation.

1. Chaque GRT évalue les risques associés aux aléas après simulation de chaque aléa figurant sur sa liste et après évaluation de sa capacité à maintenir son réseau de transport dans les limites de sécurité d'exploitation en situation (N-1).

2. Lorsqu'un GRT juge que les risques associés à un aléa sont si importants qu'il pourrait ne pas être en mesure de préparer et d'activer des actions correctives en temps utile pour prévenir la non-conformité avec le critère (N-1) ou qu'il existe un risque de propagation d'une perturbation au réseau de transport interconnecté, il prépare et active les actions correctives pour se mettre en conformité avec le critère (N-1) dès que possible.

3. En cas de situation (N-1) provoquée par une perturbation, chaque GRT active une action corrective afin de garantir que le réseau de transport revienne à un état normal dès que possible et que cette situation (N-1) devienne la nouvelle situation N.

4. Un GRT n'est pas tenu de respecter le critère (N-1) dans les situations suivantes:

5. Sauf disposition contraire d'un État membre, un GRT n'a pas l'obligation de satisfaire au critère (N-1) pour autant que les conséquences soient uniquement locales, à l'intérieur de la zone de contrôle du GRT.

1. Chaque GRT exploite son réseau de transport avec les équipements de protection et de protection de secours afin d'empêcher automatiquement la propagation des perturbations qui pourraient menacer la sécurité d'exploitation de son propre réseau de transport et du réseau interconnecté.

2. Au moins une fois tous les cinq ans, chaque GRT réexamine sa stratégie et ses concepts de protection et les met à jour si nécessaire afin de garantir le bon fonctionnement des équipements de protection et le maintien de la sécurité d'exploitation.

3. Après une opération de protection ayant eu un impact en dehors de la zone de contrôle d'un GRT, y compris les interconnexions, ce GRT évalue si les équipements de protection dans sa zone de contrôle ont fonctionné comme prévu et exécute des actions correctives si nécessaire.

4. Chaque GRT fixe pour les équipements de protection de son réseau de transport des paramètres de réglage qui garantissent une élimination fiable, rapide et sélective des défauts, y compris la protection de secours permettant d'éliminer un défaut en cas de dysfonctionnement du système de protection primaire.

5. Avant l'entrée en service des équipements de protection et de protection de secours ou à la suite d'éventuelles modifications, chaque GRT convient avec les GRT voisins de la définition des paramètres de réglage pour la protection des interconnexions et se coordonne avec ces GRT avant de modifier ces valeurs.

1. Chaque GRT surveille la stabilité dynamique du réseau de transport dans le cadre d'études réalisées hors ligne, conformément au paragraphe 6. Chaque GRT échange les données utiles pour la surveillance de la stabilité dynamique du réseau de transport avec les autres GRT de sa zone synchrone.

2. Chaque GRT effectue une évaluation de la stabilité dynamique au moins une fois par an afin d'établir les limites de stabilité et les problèmes de stabilité possibles sur son réseau de transport. Tous les GRT de chaque zone synchrone coordonnent les évaluations de la stabilité dynamique, qui couvrent tout ou partie de la zone synchrone.

3. Lors de l'exécution des évaluations de la stabilité dynamique, les GRT concernés déterminent;

4. En cas de problèmes de stabilité dus à un mauvais amortissement des oscillations entre zones affectant plusieurs GRT d'une zone synchrone, chaque GRT participe dès que possible à une évaluation coordonnée de la stabilité dynamique au niveau de la zone synchrone et communique les données nécessaires à cette évaluation. Cette évaluation est engagée et menée par les GRT concernés ou par l'ENTSO pour l'électricité.

5. Lorsqu'un GRT repère une influence possible sur la stabilité en tension, la stabilité angulaire du rotor ou la stabilité en fréquence, en relation avec d'autres réseaux de transport interconnectés, les GRT concernés coordonnent les méthodes utilisées dans l'évaluation de la stabilité dynamique, en communiquant les données nécessaires et en planifiant les actions correctives conjointes visant à améliorer la stabilité, y compris les procédures de coopération entre les GRT.

6. En décidant des méthodes utilisées dans l'évaluation de la stabilité dynamique, chaque GRT applique les règles suivantes:

1. Lorsque l'évaluation de la stabilité dynamique indique un dépassement des limites de stabilité, les GRT dans la zone de contrôle desquels le dépassement a eu lieu préparent et activent les actions correctives propres à maintenir la stabilité du réseau de transport. Ces actions correctives peuvent associer des USR.

2. Chaque GRT veille à ce que les délais d'élimination des défauts qui peuvent entraîner une instabilité du réseau de transport sur une zone étendue soient plus courts que le délai critique d'élimination des défauts calculé par le GRT dans le cadre de ses évaluations de la stabilité dynamique effectuées conformément à l'article 38.

3. En relation avec les exigences relatives à l'inertie minimale qui sont pertinentes pour la stabilité en fréquence au niveau de la zone synchrone:

1. L'échange et la fourniture de données et d'informations en application du présent titre reflètent dans toute la mesure du possible la situation réelle et prévue du réseau de transport.

2. Chaque GRT est responsable de la fourniture et de l'utilisation de données et d'informations de haute qualité.

3. Chaque GRT rassemble les informations suivantes relatives à sa zone d'observabilité et échange ces données avec les autres GRT dans la mesure où cela est nécessaire pour exécuter l'analyse de la sécurité d'exploitation conformément à l'article 72:

4. Chaque GRT représente les informations visées au paragraphe 3 sous forme d'injections et de soutirages à chaque nœud de son modèle de réseau individuel visé à l'article 64.

5. En coordination avec les GRD et les USR, chaque GRT détermine l'applicabilité et le champ des échanges de données sur la base des catégories suivantes:

6. Dans les six mois après l'entrée en vigueur du présent règlement, tous les GRT conviennent d'un commun accord des exigences des rôles et des responsabilités organisationnels essentiels liés à l'échange de données. Ces exigences organisationnelles ainsi que ces rôles et responsabilités tiennent comptent des conditions opérationnelles applicables à la méthodologie pour la fourniture de données sur la production et la consommation développée conformément à l'article 16 du règlement (UE) 2015/1222, et les complètent le cas échéant. Elles s'appliquent à toutes les dispositions relatives aux échanges de données du présent titre et incluent les éléments suivants:

Les exigences organisationnelles, les rôles et les responsabilités sont publiés par l'ENTSO pour l'électricité.

7. Au plus tard dix-huit mois après l'entrée en vigueur du présent règlement, chaque GRT convient avec les GRD concernés de processus efficaces, efficients et proportionnés pour la fourniture et la gestion des échanges de données entre eux, y compris, lorsque la gestion efficiente du réseau l'exige, la fourniture de données liées aux réseaux de distribution et aux USR. Sans préjudice des dispositions du paragraphe 6, point g), chaque GRT convient avec les GRD concernés du format pour les échanges de données.

8. Les USR raccordés au réseau de transport ont accès aux données relatives à leurs installations de réseau en service au point de raccordement.

9. Chaque GRT convient avec les GRD raccordés au réseau de transport de l'étendue des informations complémentaires à échanger entre eux en ce qui concerne les installations de réseau mises en service.

10. Les GRD dotés d'un point de raccordement à un réseau de transport sont habilités à recevoir les informations pertinentes structurelles, prévisionnelles et en temps réel de la part des GRT concernés et peuvent rassembler les informations structurelles, prévisionnelles et en temps réel provenant des GRD voisins. Les GRD voisins déterminent d'une manière coordonnée l'étendue des informations qui peuvent être échangées.

1. Les GRT voisins échangent au moins les informations structurelles suivantes liées à la zone d'observabilité:

2. Afin de coordonner la protection de leurs réseaux de transport, les GRT voisins échangent les paramètres de réglage de la protection des lignes pour lesquelles les aléas figurent en tant qu'aléas externes dans leurs listes des aléas.

3. Afin de coordonner leur analyse de la sécurité d'exploitation et d'établir le modèle de réseau commun conformément aux articles 67, 68, 69 et 70, chaque GRT échange, au moins avec les autres GRT de la même zone synchrone, au moins les données suivantes:

4. Afin de coordonner les évaluations de la stabilité dynamique en application de l'article 38, paragraphes 2 et 4, et de les effectuer, chaque GRT échange avec les autres GRT de la même zone synchrone ou de la partie pertinente de cette zone les données suivantes:

1. Conformément aux articles 18 et 19, chaque GRT échange avec les autres GRT de la même zone synchrone les données suivantes sur l'état du réseau de transport, à l'aide de l'outil informatique pour l'échange de données en temps réel à l'échelon paneuropéen fourni par l'ENTSO pour l'électricité:

2. Chaque GRT échange avec les autres GRT de sa zone d'observabilité les données suivantes concernant son réseau de transport par les échanges de données en temps réel entre les systèmes de surveillance et d'acquisition de données (SCADA) et de gestion énergétique (EMS) des GRT:

3. Chaque GRT a le droit de demander à tous les GRT de sa zone d'observabilité de lui fournir en temps réel des photos d'estimation d'état provenant de leurs zones de réglages respectives, si ces données sont pertinentes pour la sécurité d'exploitation du réseau de transport du GRT demandeur.

1. Chaque GRT détermine la zone d'observabilité des réseaux de distribution raccordés au réseau de transport pertinent dont il a besoin pour déterminer l'état du réseau avec exactitude et efficacité, sur la base de la méthodologie développée conformément à l'article 75.

2. Si un GRT considère qu'un réseau de distribution non raccordé au réseau de transport a une influence significative en termes de tension, de flux de puissance ou d'autres paramètres électriques pour la représentation du comportement du réseau de transport, ce réseau de distribution est défini par le GRT comme faisant partie de la zone d'observabilité conformément à l'article 75.

3. Les informations structurelles liées à la zone d'observabilité visée aux paragraphes 1 et 2 fournies au GRT par chaque GRD comprennent au moins:

4. Chaque GRD raccordé au réseau de transport communique au GRT une mise à jour des informations structurelles conformément au paragraphe 3, au moins tous les six mois.

5. Au moins une fois par an, chaque GRD raccordé au réseau de transport fournit au GRT auquel il est raccordé, pour chaque source d'énergie primaire, la capacité de production d'électricité totale agrégée des unités de production d'électricité de type A soumis aux exigences du règlement (UE) 2016/631 et les meilleures estimations de la capacité de production d'électricité des unités de production d'électricité de type A non soumises ou dérogeant au règlement (UE) 2016/631, raccordés à son réseau de distribution, ainsi que les informations associées concernant leur comportement en fréquence.

1. Chaque USR qui est une installation de production d'électricité propriétaire d'une unité de production d'électricité de type D raccordée au réseau de transport communique au GRT au moins les données suivantes:

2. Chaque USR qui est une installation de production d'électricité propriétaire d'une unité de production d'électricité de type B ou C raccordée au réseau de transport communique au GRT au moins les données suivantes:

3. Un GRT peut demander à une installation de production d'électricité propriétaire d'une unité de production d'électricité raccordée au réseau de transport de communiquer d'autres données nécessaires à l'analyse de la sécurité d'exploitation, conformément au titre 2 de la partie III.

4. Chaque propriétaire de système HVDC ou d'interconnexion communique au GRT les données suivantes concernant le système HVDC ou l'interconnexion:

5. Chaque propriétaire d'interconnexion à courant alternatif communique au GRT au moins les données suivantes:

1. Chaque USR qui est une installation de production d'électricité propriétaire d'une unité de production d'électricité de type B, C ou D raccordée au réseau de transport communique au GRT au moins les données suivantes:

2. Chaque propriétaire de système HVDC communique aux GRT au moins les données suivantes:

3. Chaque exploitant d'interconnexion ou de ligne à courant alternatif communique aux GRT ses données concernant les indisponibilités programmées ou les restrictions de puissance active programmées.

1. Sauf disposition contraire du GRT, chaque USR qui est une installation de production d'électricité propriétaire d'une unité de production d'électricité de type B, C ou D communique au GRT, en temps réel, au moins les données suivantes:

2. Sauf disposition contraire du GRT, chaque propriétaire de système HVDC ou d'interconnexion à courant alternatif communique aux GRT, en temps réel, au moins les données suivantes concernant le point de raccordement du système HVDC ou de l'interconnexion à courant alternatif:

1. Sauf disposition contraire du GRT, chaque installation de production d'électricité propriétaire d'une unité de production d'électricité qui est un USR au sens de l'article 2, paragraphe 1, point a), et, par agrégation des USR en vertu de l'article 2, paragraphe 1, point e), raccordée au réseau de distribution, communique au GRT et au GRD avec lesquels elle possède un point de raccordement au moins les données suivantes:

2. Chaque installation de production d'électricité propriétaire d'une unité de production d'électricité qui est un USR au sens de l'article 2, paragraphe 1, points a) et e), informe le GRT et le GRD avec lesquels elle possède un point de raccordement, dans le délai convenu et au plus tard lors de la première mise en service ou de toute modification de l'installation existante, de tout changement dans la portée et le contenu des données énumérées au paragraphe 1.

1. Sauf disposition contraire du GRT, chaque installation de production d'électricité propriétaire d'une unité de production d'électricité qui est un USR conformément à l'article 2, paragraphe 1, points a) et e), raccordée au réseau de distribution communique au GRT et au GRD avec lesquels elle possède un point de raccordement, en temps réel, au moins les données suivantes:

2. Chaque GRT définit, en coordination avec les GRD responsables, quels USR peuvent être exemptés de la fourniture, directement au GRT, des données en temps réel énumérées au paragraphe 1. En pareil cas, les GRT et GRD s'accordent sur les données en temps réel agrégées des USR concernés à communiquer au GRT.

1. Sauf disposition contraire du GRT, chaque GRD communique à son GRT les informations spécifiées aux articles 48, 49 et 50 à la fréquence et avec le niveau de détail requis par le GRT.

2. Chaque GRT met à la disposition du GRD au réseau duquel les USR sont raccordés les informations spécifiées aux articles 48, 49 et 50 selon la demande du GRD.

3. Un GRT peut demander des données supplémentaires à une installation de production d'électricité propriétaire d'une unité de production d'électricité qui est un USR conformément à l'article 2, paragraphe 1, points a) et e), raccordée au réseau de distribution, si cela est nécessaire aux fins de l'analyse de la sécurité d'exploitation et de la validation des modèles.

1. Sauf indication contraire du GRT, chaque propriétaire d'installation de consommation raccordée au réseau de transport communique au GRT les données structurelles suivantes:

2. Sauf indication contraire du GRT, chaque propriétaire d'installation de consommation raccordée au réseau de transport communique au GRT les données suivantes:

3. Sauf indication contraire du GRT, chaque propriétaire d'installation de consommation raccordée au réseau de transport communique au GRT les données suivantes en temps réel:

4. Chaque propriétaire d'installation de consommation raccordée au réseau de transport communique à son GRT une description de son comportement aux plages de tension visées à l'article 27.

1. Sauf disposition contraire du GRT, chaque USR qui est une installation de consommation raccordée à un réseau de distribution et qui est associée à la participation active de la demande autrement que par l'intermédiaire d'un tiers communique les données suivantes programmées et en temps réel, directement au GRT et au GRD:

2. Sauf disposition contraire du GRT, chaque USR qui est un tiers associé à la participation active de la demande telle que définie à l'article 27 du règlement (UE) 2016/1388 communique au GRT et au GRD sur une base journalière et proche du temps réel, et pour le compte de tous ses sites de consommation raccordés au réseau de distribution, les données suivantes:

1. Chaque USR notifie au GRT ou au GRD avec lequel il possède un point de raccordement toute modification de ses capacités techniques qui pourraient avoir une incidence sur la conformité avec les exigences du présent règlement, avant son exécution.

2. Chaque USR notifie dès que possible au GRT ou au GRD avec lequel il possède un point de raccordement toute perturbation dans l'exploitation de son installation qui pourrait avoir une incidence sur la conformité avec les exigences du présent règlement.

3. Chaque USR notifie au GRT ou au GRD avec lequel il possède un point de raccordement le programme d'essais et les procédures à suivre pour la vérification de la conformité de son installation avec les exigences du présent règlement, en temps utile et avant leur lancement. Le GRT ou le GRD approuve au préalable et en temps utile les programmes d'essais et les procédures; cette approbation n'est pas refusée sans raison valable. Lorsque l'USR possède un point de raccordement avec le GRD et n'entre en contact, en application du paragraphe 2, qu'avec ce dernier, le GRT est habilité à demander au GRD concerné les résultats des essais de conformité pertinents pour la sécurité d'exploitation de son réseau de transport.

4. Sur demande du GRT ou du GRD, en application de l'article 41, paragraphe 2, du règlement (UE) 2016/631 et de l'article 35, paragraphe 2, du règlement (UE) 2016/1388, l'USR procède aux essais et simulations de conformité, conformément à ces règlements, à tout moment pendant la durée d'exploitation de l'installation et en particulier après toute défaillance, modification ou remplacement de tout équipement qui pourrait avoir une incidence sur la conformité de l'installation avec les exigences du présent règlement concernant la capacité de l'installation à atteindre les valeurs déclarées, les exigences temporelles applicables à ces valeurs et la disponibilité des services auxiliaires ou leur fourniture par contrat. Les tiers qui fournissent des services de participation active de la demande directement au GRT et les fournisseurs de redispatching d'unités de production d'électricité ou d'installations de consommation par agrégation et les autres fournisseurs de réserves de puissance active veillent à ce que les installations de leur portefeuille soient conformes aux exigences du présent règlement.

1. Chaque GRT et chaque GRD ou USR raccordé au réseau de transport peuvent effectuer des essais d'exploitation sur, respectivement, les éléments de leur réseau de transport ou leur installation, dans des conditions d'exploitation simulées et pendant une durée limitée. À cette fin, ils envoient une notification en temps utile et préalablement au lancement des essais, et réduisent au minimum l'incidence pour l'exploitation en temps réel du réseau. Les essais d'exploitation visent à:

2. Les résultats des essais d'exploitation visés au paragraphe 1 sont utilisés par un GRT, un GRD ou un USR afin:

3. Chaque GRT veille à ce que les essais d'exploitation ne mettent pas en danger la sécurité d'exploitation de son réseau de transport. Tout essai d'exploitation peut être reporté ou interrompu en raison de conditions imprévues sur le réseau, ou afin de préserver la sécurité du personnel, de la population, de l'installation ou de l'appareil soumis à essai, ou des éléments du réseau de transport ou des installations du GRD ou de l'USR.

4. En cas de dégradation de l'état du réseau de transport dans lequel l'essai d'exploitation est effectué, le GRT de ce réseau est habilité à interrompre l'essai. Si la conduite d'un essai affecte un autre GRT et que l'état de son réseau est également dégradé, le GRT ou l'USR ou le GRD qui effectue l'essai arrête immédiatement l'essai dès qu'il est informé par le GRT concerné.

5. Chaque GRT veille à ce que les résultats des essais d'exploitation pertinents effectués ainsi que de toutes les analyses y afférentes soient:

1. Chaque GRT ou GRD avec lequel un USR possède un point de raccordement conserve le droit de tester la conformité de l'USR avec les exigences du présent règlement, les injections et soutirages attendus de la part de l'USR et ses prestations contractuelles de services auxiliaires, à tout moment pendant la durée d'exploitation de l'installation. La procédure applicable pour ces essais d'exploitation est notifiée en temps utile à l'USR par le GRT ou le GRD préalablement à l'exécution de l'essai.

2. Le GRT ou le GRD avec lequel l'USR possède un point de raccordement publie la liste des informations et documents à fournir ainsi que les exigences auxquelles l'USR doit satisfaire pour procéder à l'essai d'exploitation. Cette liste porte au moins sur les informations suivantes:

3. Chaque GRT ou GRD publie le cas échéant la répartition des responsabilités entre l'USR et les GRT ou le GRD aux fins de l'essai d'exploitation de la conformité.

1. Tous les GRT d'une région de coordination des indisponibilités élaborent conjointement une procédure opérationnelle de coordination régionale visant à établir les aspects opérationnels de la mise en œuvre de la coordination des indisponibilités dans chaque région, comprenant:

2. Chaque GRT participe à la coordination des indisponibilités dans ses régions de coordination des indisponibilités et applique les procédures opérationnelles de coordination régionale établies conformément au paragraphe 1.

3. Si des incompatibilités de planification des indisponibilités apparaissent entre différentes régions de coordination des indisponibilités, tous les GRT et coordinateurs régionaux de la sécurité de ces régions se concertent afin de surmonter ces incompatibilités.

4. Chaque GRT fournit aux autres GRT de la même région de coordination des indisponibilités toutes les informations pertinentes dont il dispose sur les projets d'infrastructure liés au réseau de transport, au réseau de distribution, au réseau fermé de distribution, aux unités de production d'électricité ou aux installations de consommation qui pourraient avoir un impact sur le fonctionnement de la zone de contrôle d'un autre GRT au sein de la région de coordination des indisponibilités.

5. Chaque GRT fournit aux GRD raccordés au réseau de transport situés dans sa zone de contrôle toutes les informations pertinentes dont il dispose sur les projets d'infrastructure liés au réseau de transport qui pourraient avoir un impact sur le fonctionnement du réseau de distribution de ces GRD.

6. Chaque GRT fournit aux gestionnaires de réseau fermé de distribution (GRFD) raccordés au réseau de transport situés dans sa zone de contrôle toutes les informations pertinentes dont il dispose sur les projets d'infrastructure liés au réseau de transport qui pourraient avoir un impact sur le fonctionnement du réseau fermé de distribution de ces GRFD.

1. Dans les douze mois suivant l'entrée en vigueur du présent règlement, tous les GRT élaborent ensemble une méthodologie, au moins par zone synchrone, pour l'évaluation de la pertinence, au regard de la coordination des indisponibilités, des unités de production d'électricité, des installations de consommation et des éléments de réseau situés sur un réseau de transport ou de distribution, y compris un réseau fermé de distribution.

2. La méthodologie visée au paragraphe 1 se fonde sur des aspects qualitatifs et quantitatifs qui déterminent l'impact, sur la zone de contrôle d'un GRT, de l'état de disponibilité des unités de production d'électricité, des installations de consommation ou des éléments de réseau qui sont situés dans un réseau de transport ou de distribution, y compris un réseau fermé de distribution, et qui sont raccordés directement ou indirectement à la zone de contrôle d'un autre GRT et, notamment, sur:

3. La méthodologie élaborée conformément au paragraphe 1 est cohérente avec les méthodes d'évaluation de l'influence des éléments des réseaux de transport et des USR situés à l'extérieur de la zone de contrôle d'un GRT, établies conformément à l'article 75, paragraphe 1, point a).

1. Dans les trois mois suivant l'approbation de la méthodologie d'évaluation de la pertinence des actifs pour la coordination des indisponibilités, visée à l'article 84, paragraphe 1, tous les GRT de chaque région de coordination des indisponibilités évaluent ensemble la pertinence des unités de production d'électricité et des installations de consommation pour la coordination des indisponibilités, sur la base de cette méthodologie, et établissent, pour chaque région, une liste unique des unités de production d'électricité pertinentes et des installations de consommation pertinentes.

2. Tous les GRT d'une région de coordination des indisponibilités publient conjointement la liste des unités de production d'électricité pertinentes et des installations de consommation pertinentes de cette région dans l'environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation.

3. Chaque GRT communique à son autorité de régulation la liste des unités de production d'électricité et des installations de consommation pertinentes pour chaque région de coordination des indisponibilités à laquelle il est associé.

4. Pour chaque actif interne pertinent consistant en une unité de production d'électricité ou une installation de consommation, le GRT:

1. Avant le 1er juillet de chaque année civile, tous les GRT de chaque région de coordination des indisponibilités réexaminent conjointement la pertinence des unités de production d'électricité et des installations de consommation pour la coordination des indisponibilités, sur la base de la méthodologie élaborée conformément à l'article 84, paragraphe 1.

2. Si nécessaire, tous les GRT d'une région de coordination des indisponibilités décident conjointement de mettre à jour la liste des unités de production d'électricité pertinentes et des installations de consommation pertinentes de cette région, avant le 1er août de chaque année civile.

3. Tous les GRT d'une région de coordination des indisponibilités publient conjointement la liste mise à jour de cette région dans l'environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation.

4. Chaque GRT d'une région de coordination des indisponibilités informe les parties visées à l'article 85, paragraphe 4, du contenu de la liste mise à jour.

1. Dans les trois mois suivant l'approbation de la méthodologie pour l'évaluation de la pertinence des actifs au regard de la coordination des indisponibilités visée à l'article 84, paragraphe 1, tous les GRT de chaque région de coordination des indisponibilités évaluent ensemble, sur la base de cette méthodologie, la pertinence, pour la coordination des indisponibilités, des éléments de réseau situés dans un réseau de transport ou de distribution, y compris un réseau fermé de distribution, et établissent une liste unique, par région de coordination des indisponibilités, des éléments de réseau pertinents.

2. La liste des éléments de réseau pertinents d'une région de coordination des indisponibilités contient tous les éléments de réseau d'un réseau de transport ou d'un réseau de distribution, y compris un réseau fermé de distribution, situés dans cette région, qui ont été identifiés comme pertinents selon la méthodologie élaborée conformément à l'article 84, paragraphe 1.

3. Tous les GRT d'une région de coordination des indisponibilités publient conjointement la liste des éléments de réseau pertinents dans l'environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation.

4. Chaque GRT communique à son autorité de régulation la liste des éléments de réseau pertinents pour chaque région de coordination des indisponibilités à laquelle il est associé.

5. Pour chaque actif interne pertinent qui est un élément de réseau, le GRT:

1. Avant le 1er juillet de chaque année civile, tous les GRT de chaque région de coordination des indisponibilités réexaminent ensemble, sur la base de la méthodologie élaborée conformément à l'article 84, paragraphe 1, la pertinence, pour la coordination des indisponibilités, des éléments de réseau situés dans un réseau de transport ou de distribution, y compris un réseau fermé de distribution.

2. Si nécessaire, tous les GRT d'une région de coordination des indisponibilités décident conjointement de mettre à jour la liste des éléments de réseau pertinents de cette région, avant le 1er août de chaque année civile.

3. Tous les GRT d'une région de coordination des indisponibilités publient la liste actualisée dans l'environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation.

4. Chaque GRT d'une région de coordination des indisponibilités informe les parties visées à l'article 85, paragraphe 4, du contenu de la liste mise à jour.

1. Chaque GRT agit en tant que responsable de la planification des indisponibilités pour chaque élément de réseau pertinent qu'il exploite.

2. Pour tous les autres actifs pertinents, le propriétaire désigne le responsable de la planification des indisponibilités pour l'actif concerné, ou agit en tant que tel, et informe son GRT de la désignation.

1. Chaque GRT coordonne avec le GRD la planification des indisponibilités des actifs internes pertinents raccordés à son réseau de distribution.

2. Chaque GRT coordonne avec le GRFD la planification des indisponibilités des actifs internes pertinents raccordés à son réseau fermé de distribution.

1. Les actifs pertinents présentent un des états de disponibilité suivants:

2. L'état «à l'essai» ne s'applique qu'en cas d'impact potentiel sur le réseau de transport et pendant les périodes suivantes:

3. Les plans de disponibilité contiennent au moins les informations suivantes:

4. L'état de disponibilité sur un an de chaque actif pertinent est indiqué pour chaque jour.

5. Lorsque les programmes de production et les programmes de consommation sont présentés au GRT, conformément à l'article 111, la résolution temporelle des états de disponibilité est cohérente avec ces programmes.

1. Au plus tard deux ans avant le début d'une coordination des indisponibilités à un an, chaque GRT évalue les plans indicatifs de disponibilité à long terme correspondant aux actifs internes pertinents, fournis par les responsables de la planification des indisponibilités conformément aux articles 4, 7 et 15 du règlement (UE) no 543/2013, et fait part de ses observations préliminaires, concernant notamment toute incompatibilité détectée dans la planification des indisponibilités, à tous les responsables de la planification affectés.

2. Chaque GRT mène l'évaluation des plans indicatifs de disponibilité à long terme correspondant aux actifs internes pertinents, visée au paragraphe 1, chaque année jusqu'au début de la coordination des indisponibilités à un an.

1. Avant le 1er août de chaque année civile, un responsable de la planification des indisponibilités qui n'est ni un GRT participant à une région de coordination des indisponibilités, ni un GRD, ni un GRFD, présente au ou aux GRT participants à une région de coordination des indisponibilités, et le cas échéant au GRD ou au GRFD, un plan de disponibilité couvrant l'année civile suivante pour chacun de ses actifs pertinents.

2. Le GRT visé au paragraphe 1 s'efforce d'examiner les demandes de modification d'un plan de disponibilité lorsqu'il les reçoit. Si cela n'est pas possible, il examine les demandes de modification après que la coordination des indisponibilités à un an est terminée.

3. Le ou les GRT visés au paragraphe 1 examinent les demandes de modification après que la coordination des indisponibilités à un an est terminée:

1. Chaque GRT examine, pour une échéance à un an, si des incompatibilités de la planification des indisponibilités découlent des plans de disponibilité reçus en application de l'article 94.

2. Lorsqu'un GRT détecte des incompatibilités de la planification des indisponibilités, il suit la procédure suivante:

3. Si, à la suite d'une demande adressée par un GRT en application du paragraphe 2, point b), le responsable de la planification des indisponibilités ne présente pas d'autre plan de disponibilité visant à atténuer toutes les incompatibilités de la planification des indisponibilités, ce GRT établit un nouveau plan de disponibilité en respectant les critères suivants:

1. Chaque GRT planifie l'état de disponibilité des éléments de réseau pertinents qui raccordent plusieurs zones de contrôle pour lesquels il fait fonction de responsable de la planification des indisponibilités, en coordination avec les GRT de la même région de coordination des indisponibilités.

2. Chacun des GRT, GRD et GRFD planifie, sur la base des plans de disponibilité établis en vertu du paragraphe 1, l'état de disponibilité des éléments de réseau pertinents pour lesquels il effectue des tâches relevant des responsables de la planification des indisponibilités et qui ne raccordent pas plusieurs zones de contrôle.

3. Lors de l'établissement de l'état de disponibilité des éléments de réseau pertinents, conformément aux paragraphes 1 et 2, le GRT, le GRD ou le GRFD:

4. Lorsqu'un GRT détecte une incompatibilité dans la planification des indisponibilités, il est habilité à proposer une modification des plans de disponibilité des actifs internes pertinents pour lesquels le responsable de la planification des indisponibilités n'est ni un GRT associé à une région de coordination des indisponibilités, ni un GRD, ni un GRFD, et il détermine une solution en collaboration avec les responsables de la planification des indisponibilités, les GRD et les GRFD concernés, à l'aide des moyens dont il dispose.

5. Si un élément de réseau pertinent présente un état «indisponible» qui n'a pas été planifié après qu'ont été prises les mesures visées au paragraphe 4 et si cette absence de planification menace la sécurité d'exploitation, le GRT:

6. Chaque GRT publie, dans l'environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation, toutes les informations dont il dispose sur les conditions de réseau qui doivent être remplies et sur les actions correctives qui doivent être préparées et lancées avant l'exécution de l'état «indisponible» ou «à l'essai» d'un élément de réseau pertinent.

1. Avant le 1er novembre de chaque année civile, chaque GRT fournit à tous les autres GRT, par l'intermédiaire de l'environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation, les plans préliminaires de disponibilité à un an pour l'année civile suivante en ce qui concerne tous les actifs internes pertinents.

2. Avant le 1er novembre de chaque année civile, pour chaque actif interne pertinent situé dans un réseau de distribution, le GRT fournit au GRD le plan préliminaire de disponibilité à un an.

3. Avant le 1er novembre de chaque année civile, pour chaque actif interne pertinent situé dans un réseau fermé de distribution, le GRT fournit au GRFD le plan préliminaire de disponibilité à un an.

1. Chaque GRT analyse tous les plans préliminaires de disponibilité à un an pour vérifier s'il existe des incompatibilités de la planification des indisponibilités.

2. S'il n'y a pas d'incompatibilités dans la planification des indisponibilités, tous les GRT d'une région de coordination des indisponibilités valident conjointement les plans de disponibilité à un an pour tous les actifs pertinents de cette région.

3. Si un GRT détecte une incompatibilité dans la planification des indisponibilités, les GRT affectés de la ou des régions de coordination des indisponibilités concernées emploient les moyens dont ils disposent pour déterminer ensemble une solution, en coordination avec les responsables de la planification des indisponibilités, les GRD et les GRFD concernés, en respectant dans la mesure du possible les plans de disponibilité présentés par les responsables de la planification des indisponibilités qui ne sont ni un GRT participant à une région de coordination des indisponibilités, ni un GRD, ni un GRFD, et élaborés conformément aux articles 95 et 96. Si une solution est trouvée, tous les GRT des régions de coordination des indisponibilités concernées mettent à jour et valident les plans de disponibilité à un an pour tous les actifs pertinents.

4. Si aucune solution n'est trouvée pour résoudre une incompatibilité dans la planification des indisponibilités, chaque GRT concerné, moyennant l'approbation de l'autorité de régulation compétente si l'État membre le prévoit:

5. Tous les GRT des régions de coordination des indisponibilités concernées modifient en conséquence et valident les plans de disponibilité à un an pour tous les actifs pertinents.

1. Avant le 1er décembre de chaque année civile, chaque GRT:

2. Avant le 1er décembre de chaque année civile, le GRT fournit à son responsable de la planification des indisponibilités le plan final de disponibilité à un an pour chaque actif interne pertinent.

3. Avant le 1er décembre de chaque année civile, le GRT fournit au GRD concerné le plan final de disponibilité à un an pour chaque actif interne pertinent situé dans un réseau de distribution.

4. Avant le 1er décembre de chaque année civile, le GRT fournit au GRFD concerné le plan final de disponibilité à un an pour chaque actif interne pertinent situé dans un réseau fermé de distribution.

1. Un responsable de la planification des indisponibilités est habilité à lancer une procédure de modification du plan final de disponibilité à un an après la finalisation de la coordination des indisponibilités à un an et son exécution en temps réel.

2. Le responsable de la planification des indisponibilités qui n'est pas un GRT associé à une région de coordination des indisponibilités est habilité à présenter au ou aux GRT compétents une demande de modification du plan final de disponibilité à un an pour les actifs pertinents qui relèvent de sa responsabilité.

3. Si une demande de modification est présentée en application du paragraphe 2, la procédure suivante s'applique:

4. Lorsqu'un GRT participant à une région de coordination des indisponibilités prévoit de modifier le plan final de disponibilité à un an d'un actif pertinent pour lequel il fait fonction de responsable de la planification des indisponibilités, il lance la procédure suivante:

1. Le responsable de la planification des indisponibilités d'un actif pertinent dont l'état de disponibilité a été déclaré comme «à l'essai» fournit au GRT et, s'il est raccordé à un réseau de distribution, y compris un réseau fermé, au GRD ou au GRFD, dans le mois précédant le début de l'état «à l'essai»:

2. Le responsable de la planification des indisponibilités met à jour les informations visées au paragraphe 1 dès qu'elles font l'objet d'une modification.

3. Le GRT d'un actif pertinent dont l'état de disponibilité a été déclaré comme «à l'essai» fournit les informations reçues en application du paragraphe 1 à tous les autres GRT de sa ou ses régions de coordination des indisponibilités, s'ils en font la demande.

4. Si l'actif pertinent visé au paragraphe 1 est un élément de réseau pertinent qui raccorde deux ou plusieurs zones de contrôle, les GRT des zones de contrôle concernées conviennent des informations à fournir en application du paragraphe 1.

1. Chaque GRT élabore une procédure de gestion du cas où une indisponibilité fortuite mettrait en péril la sécurité d'exploitation. Cette procédure permet au GRT d'assurer qu'il est possible de faire passer l'état «disponible» ou «indisponible» d'autres actifs pertinents de sa zone de contrôle à l'état «indisponible» ou «disponible», respectivement.

2. Le GRT ne suit la procédure visée au paragraphe 1 que s'il n'est trouvé aucun accord avec les responsables de la planification des indisponibilités en ce qui concerne les solutions aux indisponibilités fortuites. Le GRT en informe l'autorité de régulation.

3. Lors de l'exécution de cette procédure, le GRT respecte, dans la mesure du possible, les limites techniques des actifs pertinents.

4. Un responsable de la planification des indisponibilités signale l'indisponibilité fortuite d'un ou de plusieurs de ses actifs pertinents au GRT et, si ces actifs sont raccordés à un réseau de distribution ou à un réseau fermé de distribution, au GRD ou au GRFD, respectivement, dans les meilleurs délais suivant le début de l'indisponibilité fortuite.

5. Lorsqu'il signale l'indisponibilité fortuite, le responsable de la planification des indisponibilités fournit les informations suivantes:

6. Si le GRT détecte qu'une ou plusieurs indisponibilités fortuites telles que visées au paragraphe 1 pourraient faire sortir le réseau de transport de son état normal, il informe le ou les responsables de la planification des indisponibilités de l'échéance à laquelle la sécurité d'exploitation ne peut plus être assurée à moins que l'actif ou les actifs pertinents en situation d'indisponibilité fortuite ne retournent à l'état «disponible». Les responsables de la planification des indisponibilités indiquent au GRT s'ils sont à même de respecter cette échéance et fournissent une justification motivée si ce n'est pas le cas.

7. À la suite de toute modification apportée au plan de disponibilité en raison d'indisponibilités fortuites et conformément aux échéances établies aux articles 7, 10 et 15 du règlement (UE) no 543/2013, le GRT concerné met à jour les informations dans l'environnement de traitement des données de l'ENTSO pour l'électricité aux fins de la planification de l'exploitation.

1. Chaque propriétaire d'installation de production d'électricité veille à ce que toutes les unités de production d'électricité pertinentes qu'il possède et qui sont déclarées «disponibles» soient prêtes à produire de l'électricité conformément à leurs capacités techniques déclarées lorsque le maintien de la sécurité d'exploitation l'exige, sauf en cas d'indisponibilités fortuites.

2. Chaque propriétaire d'installation de production d'électricité veille à ce que toutes les unités de production d'électricité pertinentes qu'il possède et qui sont déclarées «indisponibles» ne produisent pas d'électricité.

3. Chaque propriétaire d'installation de consommation veille à ce que toutes les installations de consommation pertinentes qu'il possède et qui sont déclarées «indisponibles» ne consomment pas d'électricité.

4. Chaque propriétaire d'élément de réseau pertinent veille à ce que tous les éléments de réseau pertinents qu'il possède et qui sont déclarés «disponibles» soient prêts à transporter de l'électricité conformément à leurs capacités techniques déclarées lorsque le maintien de la sécurité d'exploitation l'exige, sauf en cas d'indisponibilités fortuites.

5. Chaque propriétaire d'élément de réseau pertinent veille à ce que tous les éléments de réseau pertinents qu'il possède et qui sont déclarés «indisponibles» ne transportent pas d'électricité.

6. Si des conditions de réseau spécifiques sont nécessaires à l'exécution de l'état «indisponible» ou «à l'essai» d'un élément de réseau pertinent, conformément à l'article 96, paragraphe 6, le GRT, le GRD ou le GRFD concerné détermine si ces conditions sont remplies avant d'exécuter cet état. Si ces conditions ne sont pas remplies, il donne pour instruction au propriétaire de l'élément de réseau pertinent de ne pas exécuter l'état «indisponible» ou «à l'essai», complètement ou en partie.

7. Si un GRT détermine que l'exécution de l'état «indisponible» ou «à l'essai» d'un actif pertinent fait sortir ou pourrait faire sortir le réseau de transport de son état normal, il donne pour instruction au propriétaire de l'actif pertinent, si celui-ci est raccordé au réseau de transport, ou au GRD ou GRFD, s'il est raccordé à un réseau de distribution ou un réseau fermé de distribution, de reporter l'exécution de cet état «indisponible» ou «à l'essai» de cet actif pertinent, conformément à ses instructions et dans la mesure du possible, tout en respectant les limites techniques et de sécurité.