Art. 2
Définitions
En vigueur depuis le 24 juil. 2015
Article 2
Définitions
Les définitions de l'article 2 du règlement (CE) no 714/2009, de l'article 2 du règlement (UE) no 543/2013 (3) et de l'article 2 de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil (4) s'appliquent aux fins du présent règlement.
En outre, on entend par:
1.
«modèle de réseau individuel», un ensemble de données décrivant les caractéristiques du système électrique (production, consommation et topologie du réseau) et les règles applicables pour modifier ces caractéristiques lors du calcul de la capacité, qui est préparé par les GRT responsables et ayant vocation à être fusionné avec les autres modèles de réseau individuels en vue de créer le modèle de réseau commun;
2.
«modèle de réseau commun», une série de données à l'échelle de l'Union convenue entre divers GRT, décrivant les caractéristiques principales du système électrique (production, consommation et topologie du réseau) et les règles régissant la modification de ces caractéristiques au cours du processus de calcul de la capacité;
3.
«région de calcul de la capacité», la zone géographique dans laquelle un calcul coordonné de la capacité est effectué;
4.
«scénario», l'état prévisionnel du réseau électrique pour une échéance donnée;
5.
«position nette», le solde des exportations et des importations d'électricité pour chaque unité de temps du marché et pour une zone de dépôt des offres;
6.
«contraintes d'allocation», les contraintes à respecter lors de l'allocation de capacité pour maintenir le réseau de transport dans les limites de sécurité d'exploitation et qui n'ont pas été traduites en capacité d'échange entre zones, ou les contraintes nécessaires pour accroître l'efficacité de l'allocation de capacité.
7.
«limites de sécurité d'exploitation», les limites opérationnelles maximales acceptables pour un fonctionnement sûr du réseau, telles que les limites thermiques, les limites de tension, les limites de courant de court-circuit, et les limites de fréquence et de stabilité dynamique;
8.
«approche NTC coordonnée», une méthode de calcul de la capacité reposant sur le principe de l'évaluation et de la définition ex ante d'un échange d'énergie maximal entre des zones de dépôt des offres adjacentes («NTC» signifiant capacité de transport nette);
9.
«approche fondée sur les flux», dite «flow-based», une méthode de calcul de la capacité dans laquelle les échanges d'énergie entre zones de dépôt des offres sont limités par des coefficients d'influencement et les marges disponibles sur les éléments critiques de réseau;
10.
«aléa», la défaillance identifiée et possible ou déjà survenue d'un élément, concernant non seulement les éléments du réseau de transport, mais aussi les éléments importants des utilisateurs du réseau et du réseau de distribution s'ils ont une incidence sur la sécurité d'exploitation du réseau de transport;
11.
«opérateur du calcul de capacité», l'entité ou les entités responsables du calcul de la capacité de transport, au niveau régional ou à plus grande échelle;
12.
«clé de répartition de la variation de la production», une méthode utilisée pour traduire dans le modèle de réseau commun une modification de la position nette d'une zone de dépôt des offres donnée, en augmentations ou diminutions estimées des injections;
13.
«action corrective», toute mesure appliquée par un ou plusieurs GRT, manuellement ou automatiquement, afin de préserver la sécurité d'exploitation;
14.
«marge de fiabilité», la réduction de la capacité d'échange entre zones afin de tenir compte des incertitudes dans le calcul de la capacité;
15.
«heure du marché», l'heure d'été d'Europe centrale ou l'heure d'Europe centrale, selon celle en vigueur;
16.
«revenu de congestion», les recettes perçues en résultat de l'allocation de la capacité;
17.
«congestion de marché», une situation dans laquelle l'excédent économique pour le couplage unique journalier ou infrajournalier se trouve limité par la capacité d'échange entre zones ou par des contraintes d'allocation;
18.
«congestion physique», toute situation sur le réseau dans laquelle des flux d'électricité prévus ou réalisés dépassent les limites thermiques des éléments de réseau et les limites de stabilité en tension ou de stabilité angulaire du réseau électrique;
19.
«congestion structurelle», la congestion dans le système de transport qui peut être définie sans ambiguïté, qui est prévisible, géographiquement stable dans le temps et récurrente dans les conditions normales du réseau électrique;
20.
«appariement», le mode de transaction selon lequel des ordres de vente sont assignés aux ordres d'achat appropriés afin d'assurer la maximisation de l'excédent économique pour le couplage unique journalier ou le couplage unique infrajournalier;
21.
«ordre», une intention d'achat ou de vente d'énergie ou d'une capacité exprimée par un acteur du marché sous réserve de conditions d'exécution spécifiées;
22.
«ordres appariés», tous les ordres d'achat et de vente appariés par l'algorithme de couplage par les prix ou l'algorithme d'appariement continu des transactions;
23.
«opérateur désigné du marché de l'électricité (NEMO)», une entité désignée par l'autorité compétente pour s'acquitter de missions liées au couplage unique journalier ou infrajournalier;
24.
«carnet d'ordres partagé», un module du système de couplage continu infrajournalier qui recueille tous les ordres pouvant être appariés auprès des NEMO participant au couplage unique infrajournalier, et qui assure l'appariement continu de ces ordres;
25.
«transaction», un ou plusieurs ordres appariés;
26.
«couplage unique journalier», le processus d'enchères dans lequel, simultanément, les ordres recueillis sont appariés et la capacité d'échange entre zones est allouée pour différentes zones de dépôt des offres sur le marché journalier;
27.
«couplage unique infrajournalier», le processus continu dans lequel, simultanément, les ordres recueillis sont appariés et la capacité d'échange entre zones est allouée pour différentes zones de dépôt des offres sur le marché infrajournalier;
28.
«algorithme de couplage par les prix», l'algorithme utilisé dans le couplage unique journalier pour réaliser simultanément l'appariement des ordres et l'allocation de la capacité d'échange entre zones;
29.
«algorithme d'appariement continu des transactions», l'algorithme utilisé dans le couplage unique infrajournalier pour l'appariement des ordres et l'allocation de la capacité d'échange entre zones en continu;
30.
«fonction d'opérateur de couplage du marché (OCM)», la tâche consistant à apparier les ordres émis sur les marchés journalier et infrajournalier pour différentes zones de dépôt des offres et, simultanément, à allouer la capacité d'échange entre zones;
31.
«prix d'équilibre», le prix déterminé par l'appariement de l'ordre de vente le plus élevé accepté et de l'ordre d'achat le plus bas accepté sur le marché de l'électricité;
32.
«échange programmé», un transfert d'électricité programmé entre zones géographiques, pour chaque unité de temps du marché et pour une direction donnée;
33.
«opérateur du calcul des échanges programmés», l'entité ou les entités chargées du calcul des échanges programmés;
34.
«échéance du marché journalier», l'échéance du marché de l'électricité qui prend fin à la fermeture du guichet du marché journalier, et dans les limites duquel, pour chaque unité de temps du marché, des produits sont échangés le jour précédant la livraison;
35.
«heure limite de fermeté journalière», l'heure après laquelle après lequel la capacité d'échange entre zones devient ferme;
36.
«heure de fermeture du guichet du marché journalier», le point dans le temps jusqu'auquel les ordres sont acceptés sur le marché journalier;
37.
«échéance du marché infrajournalier», l'échéance du marché de l'électricité situé après l'heure d'ouverture du guichet infrajournalier entre zones et avant l'heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones, où, pour chaque unité de temps du marché, des produits sont échangés avant d'être livrés;
38.
«heure d'ouverture du guichet infrajournalier entre zones», l'heure après laquelle où la capacité d'échange entre zones de dépôt des offres est libérée pour une unité de temps du marché donné et une frontière donnée de zone de dépôt des offres;
39.
«heure de fermeture du guichet infrajournalier entre zones», l'heure après laquelle où l'allocation de la capacité d'échange entre zones n'est plus autorisée pour une unité de temps du marché donnée;
40.
«module de gestion de la capacité», un système contenant des informations actualisées sur la capacité d'échange entre zones disponible aux fins de l'allocation de la capacité d'échange entre zones infrajournalière;
41.
«produit non standard infrajournalier», un produit admis au couplage infrajournalier continu qui n'est pas destiné à assurer une livraison constante d'énergie, ou qui couvre une période dépassant une unité de temps du marché, et dont les caractéristiques spécifiques sont définies de façon à tenir compte des pratiques d'exploitation du réseau ou des besoins du marché, par exemple des ordres couvrant plusieurs unités de temps du marché ou des produits intégrant les coûts de démarrage d'unités de production;
42.
«contrepartie centrale», l'entité ou les entités chargées de passer contrat avec les acteurs du marché, par la novation des contrats résultant du processus d'appariement, et d'organiser le transfert de positions nettes résultant de l'allocation de la capacité avec d'autres contreparties centrales ou agents de transfert;
43.
«agent de transfert», l'entité ou les entités chargées de transférer les positions nettes entre les différentes contreparties centrales;
44.
«fermeté», une garantie que les droits sur la capacité d'échange entre zones resteront inchangés et qu'une compensation sera versée en cas de changement;
45.
«force majeure», tout événement ou toute situation imprévisibles ou inhabituels qui échappe à toute possibilité raisonnable de contrôle par le GRT, et qui ne sont pas imputables à une faute de sa part, qui ne peuvent être évités ou surmontés malgré toutes les mesures préventives et la diligence raisonnables déployées, qui ne peuvent être corrigés par des mesures raisonnablement envisageables sur le plan technique, financier ou économique pour le GRT, qui sont réellement survenus et sont objectivement vérifiables, et qui mettent le GRT dans l'impossibilité temporaire ou permanente de s'acquitter de ses obligations en application du présent règlement;
46.
«excédent économique pour le couplage unique journalier ou infrajournalier», la somme i) du surplus du fournisseur pour le couplage unique journalier ou infrajournalier durant la période considérée, ii) du surplus du consommateur pour le couplage unique journalier ou infrajournalier, iii) du revenu de congestion et iv) des autres coûts et bénéfices lorsqu'ils augmentent l'efficacité économique durant la période considérée, les surplus du fournisseur et du consommateur correspondant à la différence entre les ordres acceptés et le prix d'équilibre par unité d'énergie multipliée par le volume d'énergie des ordres.
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