Art. 75
Méthodologie de coordination des analyses de la sécurité d'exploitation
En vigueur depuis le 2 août 2017
Article 75
Méthodologie de coordination des analyses de la sécurité d'exploitation
1. Dans les douze mois suivant l'entrée en vigueur du présent règlement, les GRT élaborent conjointement une proposition de méthodologie pour la coordination des analyses de la sécurité d'exploitation. Cette méthodologie vise à l'harmonisation des analyses de la sécurité d'exploitation, au moins par zone synchrone, et comporte au moins:
a)
des méthodes pour évaluer l'influence des éléments des réseaux de transport et des USR situés en dehors de la zone de contrôle d'un GRT, afin d'identifier les éléments inclus dans la zone d'observabilité et les seuils d'influence d'aléa au-delà desquels les aléas de ces éléments constituent des aléas externes;
b)
des principes pour l'évaluation commune des risques, couvrant au moins, pour les aléas visés à l'article 33:
i)
la probabilité associée;
ii)
les surcharges transitoires admissibles; et
iii)
les incidences des aléas;
c)
des principes pour l'analyse et le traitement des incertitudes en matière de production d'électricité et de consommation, tenant compte d'une marge de fiabilité conforme à l'article 22 du règlement (UE) 2015/1222;
d)
les exigences de coordination et d'échange d'informations entre les coordinateurs régionaux en matière de sécurité, en ce qui concerne les tâches énumérées à l'article 77, paragraphe 3;
e)
le rôle de l'ENTSO pour l'électricité en ce qui concerne la gestion des instruments communs, l'amélioration des règles sur la qualité des données, le suivi de la méthodologie pour l'analyse coordonnée de la sécurité d'exploitation et le suivi des dispositions communes applicables à chaque région de calcul de la capacité aux fins de la coordination régionale de la sécurité d'exploitation.
2. Les méthodes visées au paragraphe 1, point a), permettent l'identification de tous les éléments d'une zone d'observabilité d'un GRT, qu'il s'agisse d'éléments de réseau d'autres GRT ou de GRD raccordés au réseau de transport, d'unités de production d'électricité ou d'installations de consommation. Ces méthodes tiennent compte des éléments de réseaux de transport et des caractéristiques des USR qui suivent:
a)
l'état de raccordement ou les valeurs électriques (telles que la tension, le flux de puissance ou l'angle du rotor) qui influent de manière significative sur la justesse des résultats de l'estimation de l'état de la zone de contrôle du GRT, au-delà de seuils communs;
b)
l'état de raccordement ou les valeurs électriques (telles que la tension, le flux de puissance ou l'angle du rotor) qui influent de manière significative sur la justesse des résultats de l'analyse de la sécurité d'exploitation réalisée par le GRT, au-delà de seuils communs; et
c)
la nécessité d'assurer une représentation adéquate des éléments raccordés dans la zone d'observabilité du GRT.
3. Les valeurs visées au paragraphe 2, points a) et b), sont déterminées sur la base de situations représentatives des différentes conditions envisageables, caractérisées par des variables telles que le niveau et le schéma de production d'électricité, les échanges transfrontaliers d'électricité et les indisponibilités d'actifs.
4. Les méthodes visées au paragraphe 1, point a), permettent l'identification de tous les éléments de la liste des aléas externes d'un GRT présentant les caractéristiques suivantes:
a)
chaque élément présente, dans la zone de contrôle du GRT, un facteur d'influence sur les valeurs électriques, telles que la tension, le flux de puissance ou l'angle du rotor, supérieur aux seuils d'influence d'aléa communs, ce qui signifie que l'indisponibilité de cet élément peut considérablement influer sur les résultats de l'analyse des aléas du GRT;
b)
le choix des seuils d'influence des aléas doit minimiser le risque que l'occurrence d'un aléa identifié dans la zone de contrôle d'un autre GRT, mais pas dans la liste des aléas externes du GRT, puisse entraîner pour un GRT un comportement de réseau considéré comme non acceptable pour un élément de sa liste des aléas internes, tel qu'un état d'urgence;
c)
l'évaluation d'un tel risque s'appuie sur des situations représentatives des différentes conditions envisageables, caractérisées par des variables telles que le niveau et le schéma de production d'électricité, les échanges transfrontaliers d'électricité et les indisponibilités d'actifs.
5. Les principes de l'évaluation commune des risques visés au paragraphe 1, point b), comportent des critères pour l'évaluation de la sûreté des réseaux interconnectés. Ces critères sont établis en fonction du niveau de risque maximal accepté, convenu entre les différentes analyses de la sécurité des GRT. Ces principes se rapportent à:
a)
la cohérence de la définition des aléas exceptionnels;
b)
l'évaluation de la probabilité et de l'impact des aléas exceptionnels; et
c)
la prise en compte des aléas exceptionnels dans la liste des aléas d'un GRT dès lors que leur probabilité dépasse un seuil commun.
6. Les principes pour l'évaluation et le traitement des aléas visés au paragraphe 1, point c), prévoient de maintenir l'impact des incertitudes relatives à la production et à la demande en deçà d'un niveau maximal acceptable et harmonisé pour l'analyse de la sécurité d'exploitation de chaque GRT. Ces principes établissent:
a)
les conditions harmonisées dans lesquelles un GRT met à jour son analyse de la sécurité d'exploitation. Ces conditions tiennent compte de tous les aspects pertinents, tels que l'horizon prévisionnel de la production et de la demande, le niveau de changement des valeurs prévues au sein de la zone de contrôle du GRT ou des zones de contrôle d'autres GRT, l'emplacement de la production et de la demande, les résultats précédents de son analyse de la sécurité d'exploitation; et
b)
la fréquence minimale de mise à jour des prévisions de production et de demande, en fonction de leur variabilité et de la puissance installée de production d'électricité obtenue à partir de ressources non appelables.
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