29 NOVEMBRE 2024. - Arrêté royal établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité

RAPPORT AU ROI Sire, I. PORTEE L'arrêté royal soumis vise à abroger et à remplacer l'arrêté royal du 22 avril 2019 (M.B. du 29 avril 2019) établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci (ci-après « règlement technique »).

Il fait suite à l'arrêt de la Cour de Justice de l'Union européenne du 3 décembre 2020 (C-767/19) et il met à exécution la loi du 21 juillet 2021Documents pertinents retrouvés type loi prom. 21/07/2021 pub. 03/09/2021 numac 2021021721 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations type loi prom. 21/07/2021 pub. 10/08/2021 numac 2021021623 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi portant transposition de la directive 2018/1808 du Parlement européen et du Conseil du 14 novembre 2018 modifiant la directive 2010/13/UE visant à la coordination de certaines dispositions législatives, réglementaires et administratives des Etats membres relatives à la fourniture de services de médias audiovisuels (directive « Services de médias audiovisuels »), compte tenu de l'évolution des réalités du marché (1) fermer modifiant la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité (ci-après « loi Electricité »), modifiant entre autres l'article 11 de la loi Electricité (Moniteur belge du 3 septembre 2021). Conformément à l'article 22, alinéa 1er, de la loi du 21 juillet 2021Documents pertinents retrouvés type loi prom. 21/07/2021 pub. 03/09/2021 numac 2021021721 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations type loi prom. 21/07/2021 pub. 10/08/2021 numac 2021021623 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi portant transposition de la directive 2018/1808 du Parlement européen et du Conseil du 14 novembre 2018 modifiant la directive 2010/13/UE visant à la coordination de certaines dispositions législatives, réglementaires et administratives des Etats membres relatives à la fourniture de services de médias audiovisuels (directive « Services de médias audiovisuels »), compte tenu de l'évolution des réalités du marché (1) fermer, l'article 11 modifié est entré en vigueur le 1er septembre 2022.

II. HISTORIQUE RELATIF A LA CONSULTATION ET A LA PROPOSITION DU GESTIONNAIRE DE RESEAU DE TRANSPORT ET LA CONCERTATION AVEC LE REGULATEUR ET SON AVIS Conformément à l'article 11, § 1er, de la loi Electricité, le présent arrêté a été rédigé après une consultation approfondie avec le gestionnaire de réseau de transport et après l'avis de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz (ci-après : CREG).

En ce qui concerne spécifiquement les seuils de puissance maximale applicables aux unités de production d'électricité des types A, B, C et D, conformément à l'article 5, alinéa 3, du 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, le présent arrêté s'inspire d'une proposition du gestionnaire de réseau de transport et de l'avis de la CREG. L'avis de la CREG concernant le présent arrêté a été approuvé par le comité de direction de la CREG le 18 janvier 2023 et il porte la référence (A)2501.

Dans le cadre de l'exercice de répartition entre le règlement technique du 22 avril 2019 et le code de bonne conduite, une étroite concertation a eu lieu précédemment entre la Direction générale de l'Energie et les services de la CREG (entre autres le 18 octobre 2021 et le mardi 15 mars 2022). L'article 11, § 3, de la loi Electricité prévoit également des concertations régulières entre la CREG et la Direction générale de l'Energie concernant leurs travaux respectifs relatifs au code de bonne conduite et au règlement technique.

La manière dont l'exercice de répartition susmentionné a été concrètement mis en oeuvre sera également clairement reflétée dans un tableau de concordance comparant les dispositions du règlement technique du 22 avril 2019 avec le code de bonne conduite du 22 octobre 2022 et cet arrêté. Ce tableau de concordance sera mis à la disposition du public sur le site web de la Direction générale de l'Energie.

III. OBJECTIF, CONTENU ET STRUCTURE DU PROJET a) Objectif et objet Dans l'arrêt susmentionné, qui a donné lieu à l'adaptation de la loi Electricité, et l'abrogation et la division du règlement technique en résultant et détaillées ci-dessous, la Cour de Justice de l'Union européenne a décidé qu'il s'agit d'une transposition imparfaite de la Directive 2009/72/CE du Parlement Européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE par l'(ancien) article 11 de la loi Electricité.La Cour a notamment considéré que les dispositions du règlement technique qui le mettent à exécution, (peuvent contenir) contiennent des mesures et des principes qui (peuvent concerner) concernent les compétences exclusives du régulateur (CREG). A cet égard, la Cour a notamment identifié les dispositions de l'(ancien) article 11, alinéa 2, 1°, 2°, 5°, 6° et 7°, de la loi Electricité comme transposées de manière non conforme à l'article 37, alinéa 6, a) à c), de la Directive 2009/72/CE précitée, devenu l'article 59, alinéa 7, de la quatrième Directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et modifiant la Directive 2012/27/UE (ci-après « Directive EMD »).

Dans les considérants 103 à 108, la Cour a précisé que le Roi peut porter/porte atteinte à la compétence exclusive du régulateur en ce qui concerne « de fixer ou d'approuver ces conditions ou, au moins, les méthodes utilisées pour les établir » en intégrant des règles opérationnelles, des mesures, des informations et des principes dans le règlement technique en ce qui concerne : - les délais de raccordement ; - les informations à fournir par les utilisateurs du réseau au gestionnaire de réseau de transport ; - les conditions de raccordement et d'accès au réseau ; - les conditions de la prestation de services d'équilibrage ; - les conditions d'accès aux infrastructures transfrontalières, y compris les procédures d'attribution des capacités et de gestion de la congestion. b) Délimitation plus claire des compétences Concrètement, l'arrêt de la Cour de Justice de l'Union européenne implique que le règlement technique ne peut pas fixer d'exigences ou de règles opérationnelles qui portent atteinte à la compétence exclusive de la CREG dans le cadre des sujets susmentionnés tels que décrits à l'article 37, alinéa 6, a) à c) de la Directive 2009/72/CE précitée, devenu l'article 59, alinéa 7, de la Directive EMD.c) Les exigences pour lesquelles la CREG est exclusivement compétente Ainsi, le pouvoir de fixer ou d'approuver les conditions de raccordement et d'accès au réseau de transport, l'accès aux infrastructures transfrontalières, y compris les procédures d'attribution des capacités et de gestion de la congestion, et la fourniture de services auxiliaires en vertu de l'article 59, alinéa 7, de la Directive EMD et de l'article 11, § 2, de la loi Electricité sont clairement réservés à la CREG. La CREG est par ailleurs compétente pour les données de planification liées à l'échange d'énergie et donc au raccordement et à l'accès au réseau de transport et pour l'évaluation du respect des exigences d'une « modernisation substantielle » et, par conséquent, pour la question de savoir si une installation doit être considérée comme existante ou nouvelle. Toutefois, en vertu de l'article 11, § 1er, alinéa 2, 8°, de la loi Electricité, le Roi reste compétent pour déterminer les circonstances sur la base desquelles la CREG juge si une installation existante doit être considérée comme nouvelle. Il s'agit donc ici d'une forme de compétence partagée.

Le 20 octobre 2022, le code de bonne conduite a été approuvé par le comité de direction de la CREG et il est consultable sur le site Internet du régulateur. d) Les exigences pour lesquelles le Roi reste compétent Toutefois, la compétence exclusive de la CREG de fixer certaines conditions n'empêche pas le Roi d'intégrer d'autres exigences techniques et d'autres règles opérationnelles dans le règlement technique - et pour lesquels, le cas échéant, des aspects spécifiques doivent être convenus entre le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau (dit : modalités d'application) - dans la mesure où ils concernent des domaines pour lesquels le Roi reste compétent. Entre autres, des exigences techniques en matière de sécurité et des exigences d'application générale peuvent être établies ou approuvées par le Roi par le biais du règlement technique.

En vertu de l'article 11, § 1er, alinéa 2, 1°, de la loi Electricité, le Roi reste compétent, après concertation avec le gestionnaire de réseau de transport et après avis de la CREG, pour déterminer les exigences (de sécurité) techniques, comme cela était déjà le cas sous l'(ancien) article 5 de la Directive 2009/72/CE précitée. Le Conseil d'Etat a confirmé dans son avis n° 69.159/3 qu'il reste possible pour le Roi de déterminer des exigences minimales en matière de sécurité, malgré le fait que l'article 5 de la Directive 2009/72/CE précitée n'ait pas été repris par la Directive EMD. En ce qui concerne la compétence du Roi d'approuver, sur proposition du gestionnaire de réseau de transport, des « exigences d'application générale », il est fait référence à l'article 11, § 1er, alinéa 3, 2°, de la loi Electricité. La loi Electricité définit les « exigences d'application générale » à l'article 2, 100° avec référence explicite à l'article concerné des codes de connexion comme « les exigences d'application générale ou la méthodologie qui est utilisée pour calculer ou fixer ces exigences visées à l'article 7.1 et 7.4 du Règlement RfG, à l'article 6.1 et 6.4 du Règlement DCC, et à l'article 5.1 et 5.4 du Règlement HVDC ». Ces codes de connexion comportent des exigences qui, en raison de leur formulation générale, ne sont pas immédiatement applicables et doivent être complétées au niveau de l'Etat membre par le gestionnaire de réseau de transport avant de pouvoir être appliquées et mises en oeuvre.

Lorsque les dispositions du présent arrêté mettent en oeuvre le contenu de codes et lignes directrices des codes de réseaux européens, le texte de l'arrêté contient la référence à la disposition pertinente du code de réseau qui constitue sa base juridique.

Compte tenu de la répartition des compétences précitée et de l'entrée en vigueur de la loi du 21 juillet 2021Documents pertinents retrouvés type loi prom. 21/07/2021 pub. 03/09/2021 numac 2021021721 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations type loi prom. 21/07/2021 pub. 10/08/2021 numac 2021021623 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi portant transposition de la directive 2018/1808 du Parlement européen et du Conseil du 14 novembre 2018 modifiant la directive 2010/13/UE visant à la coordination de certaines dispositions législatives, réglementaires et administratives des Etats membres relatives à la fourniture de services de médias audiovisuels (directive « Services de médias audiovisuels »), compte tenu de l'évolution des réalités du marché (1) fermer précité le 1er septembre 2022, le Roi reste compétent pour supprimer des dispositions du règlement technique qui relèvent de la compétence de la CREG, pour autant que la CREG ait déjà réglementé les matières en question précédemment et que le Roi se limite à un nettoyage du texte. Ceci est également confirmé par le Conseil d'Etat dans son avis 74.610/3 du Conseil d'Etat du 9 novembre 2023 (marginal 26).

Que la répartition des compétences, entre le régulateur et le Roi qui découle de la réglementation européenne, peut parfois prêter à confusion ressort de l'avis 74.610/3 du Conseil d'Etat du 9 novembre 2023. Le Conseil soutient en marginal 10.3 que l'article 65, § 1er renverrait au pouvoir du régulateur de réglementer les services auxiliaires à fournir en vertu de l'article 59, alinéa 7, b) de la directive (UE) 2019/944 et de l'article 11, § 2, 2°, a) de la loi Electricité. Toutefois, l'article 65, § 1 se contente de stipuler l'exigence technique selon laquelle une unité de production d'électricité doit être capable d'absorber ou de fournir une puissance réactive entre -0,1 Pmax et 0,45 Pmax, ceci en fonction de la sécurité du réseau de transport. Le choix du service auxiliaire à mettre en place et les conditions à respecter restent à tout moment de la compétence du régulateur. e) Mise en oeuvre de la délimitation des compétences et principales adaptations du règlement technique Afin d'effectuer de façon conséquente dans le présent arrêté la délimitation des compétences entre le Roi et la CREG, précisée par l'article 11 modifié de la loi Electricité, il a été choisi de diviser les dispositions du règlement technique du 22 avril 2019. Les exigences techniques génériques relatives à la sécurité, à la conception et à l'exploitation de toutes les installations existantes et nouvelles ainsi que les exigences d'application générale pour les nouvelles installations sont maintenues dans ce nouveau règlement technique, sous réserve de la reformulation nécessaire pour éviter toute atteinte à la compétence exclusive de la CREG. Toutes les exigences liées aux conditions du marché et aux conditions contractuelles d'accès et de raccordement au réseau, à la gestion de la congestion, aux services auxiliaires, y compris les services d'équilibrage, et à l'accès à l'infrastructure internationale ont été reprises, conformément au nouveau paragraphe 2 de l'article 11 de la loi Electricité, dans le code de bonne conduite du 20 octobre 2022 relatif aux conditions de raccordement et d'accès au réseau de transport et relatif aux méthodes pour le calcul ou la détermination des conditions en ce qui concerne la dispense de services auxiliaires et d'accès à l'infrastructure transfrontalière, en ce compris les procédures pour l'attribution de capacité et la gestion des congestions rédigé par la CREG. En modifiant l'article 11 de la loi Electricité, le législateur a également entendu mettre partiellement en oeuvre le 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 et le règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l'électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE. En ce qui concerne les données que les utilisateurs du réseau doivent fournir au gestionnaire du réseau, la suppression du point 5 de l'(ancien) article 11, alinéa 1er, de la loi Electricité a pour conséquence que les obligations relatives à la communication d'informations au gestionnaire de réseau de transport ne seront incluses dans le règlement technique que dans quelques cas exceptionnels, en particulier lorsque cela est nécessaire pour la sécurité du réseau.

En exécution des nouvelles dispositions, alinéa 2, 9° et 10°, et de l'alinéa 4 de l'article 11, § 1er, de la loi Electricité, le ministre qui a l'Energie dans ses attributions est désigné à l'article 6, alinéa 4, du présent arrêté, conformément à l'option de l'article 3 du Règlement (UE) 2019/941 précité, comme autorité compétente en matière de sécurité d'approvisionnement en électricité (préparation aux risques). En outre, le Roi est chargé de déterminer dans le règlement technique les éléments que le plan de préparation aux risques doit contenir sans préjudice des éléments à y inclure en application du Règlement (UE) n° 2019/941 précité. Ceci est mis à exécution en déterminant dans le présent règlement technique que le ministre qui a l'Energie dans ses attributions peut déléguer à la Direction générale de l'Energie des tâches opérationnelles relatives à la planification de la préparation aux risques et à la gestion des risques comme déterminées dans le règlement susmentionné. A cet égard, l'on peut également renvoyer à l'ajout d'un pouvoir d'avis à la Direction générale Energie à l'article 8, § 2, concernant les critères de calcul de l'ampleur des pertes actives à compenser telle que mentionnée à l'article 106 du code de bonne conduite électricité.

En ce qui concerne la compétence de consultation de la Direction générale de l'Energie, telle que visée aux articles 7, alinéa 3, 8, § 2 et 71, § 5, on peut noter que l'avis 74.610/3 du 9 novembre 2023 du Conseil d'Etat a été suivi (marginal 11 et suivants). Ainsi, les articles 8, § 2 et 71, § 5 prévoient que la CREG peut également prendre une décision dans les cas où aucun avis n'est donné. La CREG n'est en aucun cas affectée par les positions formulées par la Direction générale de l'Energie dans ses avis. f) Rédaction et adaptations structurelles Par conséquent, toute une série de dispositions techniques du règlement technique existant, parfois avec une nouvelle formulation pour tenir compte de la répartition des compétences susmentionnée, ont également été incluses dans le présent arrêté. En outre, les définitions de termes qui ne figurent plus dans le texte ont été supprimées et des définitions nouvelles ou adaptées ont été introduites lorsque cela s'avérait nécessaire pour une bonne compréhension de l'arrêté royal. Ces définitions constituent un complément à celles figurant dans d'autres documents légaux ou réglementaires, tels que la législation européenne applicable ou le code de bonne conduite de la CREG. D'autres commentaires rédactionnels et législatifs contenus dans l'avis 74.610/3 du 9 novembre 2023 du Conseil d'Etat ont également été intégrés dans le texte de cet arrêté.

D'autre part, la disparition de parties importantes a nécessité le remplacement complet du texte existant par un texte refondu avec une nouvelle division en 10 livres. L'occasion a été saisie de regrouper un certain nombre de dispositions génériques et encadrantes au début du livre 1.

Ainsi, en guise d'introduction, certaines dispositions nouvelles ou existantes ont été reprises dans ce premier livre, situant et définissant davantage le champ d'application de cet arrêté et la mission du gestionnaire de réseau de transport, les compétences du ministre et l'intervention de la CREG et de la Direction générale de l'Energie dans le cadre de cet arrêté.

D'autres dispositions accessoires de portée générale sont également rassemblées dans ce livre, par exemple en ce qui concerne la consultation et le dialogue avec les acteurs de marché, la tenue de registres, la communication d'informations, la fourniture d'avis, la confidentialité et la publicité, les délais, etc.

Le livre 2 contient la liste des services auxiliaires à mettre en place par le gestionnaire de réseau de transport conformément à l'article 11, § 1er, alinéa 2, 4°, de la loi Electricité ainsi que certaines prescriptions générales concernant les services de reconstitution et les services de défense.

En vertu de l'article 31, § 4, la base juridique, notamment, de l'arrêté ministériel du 3 juin 2005 établissant le plan de délestage du réseau de transport d'électricité est supprimée une fois que le plan de préparation aux risques découlant du Règlement (UE) n° 2019/941 précité est entré en vigueur. Cela permet d'aligner pleinement le règlement sur le cadre européen, tout en assurant une plus grande simplification. En outre, la procédure d'approbation de la liste des utilisateurs significatifs de réseau de haute priorité liée au plan de défense du réseau et au plan de reconstitution a été simplifiée en ce sens qu'il ne faut pas demander inutilement un double avis à différents ministres qui ont déjà été consultés au préalable dans le cadre du processus (voir articles 29 à 32).

Le livre 3 rassemble les prescriptions et mesures relatives à la sécurité et à l'accès aux installations.

Les exigences opérationnelles spécifiques liées à la préparation des schémas électriques figurent dans le livre 4.

Les prescriptions relatives à la gestion et à l'exploitation du réseau de transport figurent dans le livre 5. Ce livre détaille également les modalités de la procédure d'approbation du plan de défense du réseau et du plan de reconstitution proposé par le gestionnaire du réseau de transport.

En ce qui concerne l'article 28 du présent arrêté, on peut noter qu'il a été donné suite à l'avis 74.610/3 du 9 novembre 2023 du Conseil d'Etat (marginal 3.3.).

Le livre 6 contient des prescriptions détaillées sur les critères techniques de sécurité et des prescriptions avec des exigences minimales.

Les exigences d'application générale aux nouvelles installations raccordées au réseau de transport et les exigences minimales applicables aux nouvelles installations de stockage asynchrone de l'énergie sont reprises dans le livre 7.

Le livre 8 reprend les modalités spécifiques entre le gestionnaire de transport et le gestionnaire d'un réseau public de distribution ou d'un réseau local de transport.

Le livre 9 reprend certaines dispositions résiduelles sur les mesures et le comptage de l'arrêté royal existant, puisqu'elles sont liées aux normes et à la sécurité.

Enfin, le livre 10 contient les dispositions transitoires et finales ainsi que les dispositions pénales et la date d'entrée en vigueur de l'arrêté.

Le nouvel arrêté royal ne contient plus que 159 articles contre les 381 articles de l'arrêté royal abrogé.

En résumé, trois types de dispositions ont été supprimés de l'arrêté royal : - des dispositions qui se rapportent directement ou indirectement aux pouvoirs d'approbation exclusifs de la CREG ou qui peuvent y être liées et qui sont reprises dans le code de bonne conduite ; - les dispositions qui ne sont plus pertinentes car elles concernent les dispositions transitoires de l'arrêté royal à remplacer ; - des dispositions qui ne sont plus maintenues parce qu'elles reprennent sans justification des dispositions des codes et lignes directrices des codes de réseaux européens et vont donc manifestement à l'encontre de l'interdiction de transcription.

Les dispositions nouvelles ou réécrites du règlement technique visent, d'une part, à mettre en oeuvre les dispositions nouvelles ou modifiées de l'article 11, § 1er, de la loi Electricité et, d'autre part, à rendre le vaste ensemble de règles très spécifiques et techniques plus lisible pour le lecteur non spécialiste et à l'encadrer par des dispositions introductives plus générales.

Un certain nombre de modifications rédactionnelles et structurelles ont également permis de maintenir la numérotation de nombreux articles de l'arrêté afin de faciliter la comparaison entre l'ancienne et la présente version. g) Interaction entre le règlement technique et le code de bonne conduite Les compétences exclusives de la CREG en ce qui concerne l'établissement d'un code de bonne conduite, sur la base de l'article 59, paragraphe 7, de la Directive EMD et de l'article 11, § 2, adapté de la loi Electricité, et du Roi en ce qui concerne l'établissement d'un règlement technique, sur la base de l'article 11, § 1er, alinéa 2, 1°, de la loi Electricité, ne peuvent pas être considérées comme étant totalement indépendantes les unes des autres. L'interaction entre le règlement technique et le code de bonne conduite requiert un accord étroit entre la CREG et la Direction générale de l'Energie, comme déjà expliqué au point II ci-dessus.

En concertation avec la CREG, des dispositions transitoires ont été intégrées tant dans le présent règlement technique que dans le code de bonne conduite, qui établissent les liaisons juridiques nécessaires entre les deux textes. Par ailleurs, il a été veillé à aligner autant que possible les deux textes afin de permettre leur lecture, leur interprétation et leur application parallèles et cohérentes par les personnes concernées. De cette façon, le présent arrêté met à exécution le marginal 22 de l'avis (A)2501 de la CREG. Dans le présent arrêté, l'interaction entre le code de bonne conduite et le règlement technique a une incidence sur les titres 5 et 6 du livre 1 (l'article 7 et suivants). En effet, les exigences techniques figurant dans le présent règlement technique sont désignées entre le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau ou, lorsqu'il s'agit de modalités d'application d'exigences techniques, spécifiées dans ce qu'on appelle le « cadre juridique pertinent ». De tels accords sur l'application d'exigences techniques ont inévitablement des implications pour l'accès au marché et le raccordement au réseau, y compris les conditions contractuelles. Ces derniers points relèvent de la compétence exclusive de la CREG et sont réglementés dans le code de bonne conduite. A cet effet, le code de bonne conduite du 20 octobre 2022 prévoit l'utilisation de contrats types approuvées par la CREG. Il est ainsi prévu que la CREG veille au respect des exigences contenues dans les livres 3 à 9 du règlement technique, en tenant compte des règles applicables prévues par le code de bonne conduite et les codes de réseau européens et les lignes directrices européennes.

En ce qui concerne le cadre juridique pertinent, les articles 1er, § 2, 14° et 7, alinéa 1er ont également été adaptés conformément à l'avis 74.610/3 du 9 novembre 2023 du Conseil d'Etat (marginal 12 et suivants). h) Règles générales de répartition des compétences Dans son avis 74.610/3 du 9 novembre 2023 (marginal 21), le Conseil d'Etat fait valoir que les articles 29, § 2, alinéas 2 et 3, et 31, § 6, méconnaissent le principe d'autonomie, plus particulièrement en ce qui concerne la compétence régionale pour la réglementation des obligations des gestionnaires de réseaux de distribution dans le cadre de la distribution et du transport local d'électricité (article 6, § 1er, VII, alinéa 1er, a), de la loi spéciale du 8 août 1980).

En fonction de l'avis précité et de la consultation des régions lors du comité de concertation du 28 février 2024, le texte de l'article 29, § 2 a été adapté.

Néanmoins, l'application du principe d'autonomie doit également tenir compte de la compétence fédérale en matière de régulation du réseau de transport et de gestion des crises. Les obligations de partage de données et de coopération imposées par les articles susmentionnés doivent s'inscrire dans le cadre de cette compétence.

Ainsi, la compétence fédérale en matière de gestion de crise doit être exercée indépendamment de la capacité de l'acteur auquel elle se rapporte, et sans préjudice du fait que cet acteur soit chargé de tâches qui concerneraient principalement des matières régionales. En effet, la coopération des gestionnaires de réseau de distribution est nécessaire à l'exercice effectif et efficace de l'autorité fédérale de gestion des crises (voir, entre autres, C.Cons. 2024/036, B.40.2 et B.45-46). h) Abrogation et entrée en vigueur Le présent arrêté a été soumis à la Commission européenne pour notification conformément aux dispositions de la Directive (UE) 2015/1535 du Parlement européen et du Conseil du 9 septembre 2015 prévoyant une procédure d'information dans le domaine des réglementations techniques et des règles relatives aux services de la société de l'information. L'arrêté royal du 22 avril 2019 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci est abrogé et remplacé par le présent arrêté royal établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité qui entre en vigueur le dixième jour qui suit sa publication au Moniteur belge.

Nous avons l'honneur d'être, Sire, de Votre Majesté les très respectueux et très fidèles serviteurs, Le Ministre de l'Economie, T. VAN DER STRAETEN Le Ministre des Affaires sociales et de la Santé publique, F. VANDENBROECKE La Ministre de l'Intérieur, A. VERLINDEN La Ministre de l'Energie,

CONSEIL D'ETAT section de législation Avis 74.610/3 du 9 novembre 2023 sur un projet d'arrêté royal `établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité' Le 5 octobre 2023, le Conseil d'Etat, section de législation, a été invité par la Ministre de l'Energie à communiquer un avis dans un délai de trente jours, sur un projet d'arrêté royal `établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité'.

Le projet a été examiné par la troisième chambre le 31 octobre 2023.

La chambre était composée de Jeroen VAN NIEUWENHOVE, président de chambre, Toon MOONEN et Elly VAN DE VELDE, conseillers d'Etat, Jan VELAERS, assesseur, et Johan PAS, greffier.

Les rapports ont été présentés par Arne CARTON, auditeur et Lennart NIJS, auditeur adjoint.

La concordance entre la version française et la version néerlandaise de l'avis a été vérifiée sous le contrôle de Jeroen VAN NIEUWENHOVE, président de chambre.

L'avis, dont le texte suit, a été donné le 9 novembre 2023. 1. En application de l'article 84, § 3, alinéa 1er, des lois sur le Conseil d'Etat, coordonnées le 12 janvier 1973, la section de législation a fait porter son examen essentiellement sur la compétence de l'auteur de l'acte, le fondement juridique et l'accomplissement des formalités prescrites. PORTEE DU PROJET 2. Le projet d'arrêté royal soumis pour avis a pour objet d'instaurer un nouveau règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité, mieux adapté au cadre législatif européen et à la jurisprudence de la Cour de justice en ce qui concerne les compétences du régulateur, et qui se substitue à l'arrêté royal du 22 avril 2019 `établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui ci'.Une partie des dispositions existantes de l'arrêté royal du 22 avril 2019 figure déjà dans un code de bonne conduite de la Commission de régulation de l'électricité et du gaz (ci-après : la CREG)(1), adopté et entré en vigueur précédemment.

FONDEMENT JURIDIQUE 3. Selon le préambule, le fondement juridique du projet est recherché dans les articles 11, § 1er, et 30, § 2, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer `relative à l'organisation du marché de l'électricité' (ci-après : la loi sur l'électricité). 3.1. La plupart des dispositions du projet trouvent un fondement juridique dans l'article 11, § 1er, de la loi sur l'électricité.

L'alinéa 1er de cette disposition habilite le Roi à établir un règlement technique pour la gestion du réseau de transport. L'alinéa 2 habilite le Roi à définir au moins les éléments énumérés dans cet alinéa. Les alinéas 3 et 4 contiennent des habilitations spécifiques supplémentaires. 3.2. En ce qui concerne l'article 11 du projet, qui charge le gestionnaire du réseau de transport de mettre en place certains services auxiliaires, on peut s'appuyer sur le pouvoir général d'exécution dont le Roi dispose en vertu de l'article 108 de la Constitution, combiné avec l'article 23, § 2, de la loi sur l'électricité. 3.3. L'article 28 du projet dispose que les mesures prises par le gestionnaire du réseau de transport, qui sont proportionnées et nécessaires pour empêcher la propagation d'une perturbation, d'un fonctionnement anormal ou d'une situation critique relatives aux installations de l'utilisateur du réseau de transport, « prévalent sur » (« primeren op ») les droits et obligations de l'utilisateur du réseau de transport visés à ou établis en vertu de l'arrêté envisagé, visés au ou établis en vertu du code de bonne conduite ou visés à ou établis en vertu de la législation applicable (2) .

Dans la mesure où, conformément à la disposition en projet, certaines mesures prises par le gestionnaire du réseau de transport dérogeraient à des dispositions légales, elles nécessiteront un fondement légal spécifique à cet effet. En effet, l'article 11 de la loi sur l'électricité ne confère aucune habilitation au Roi en la matière et on ne peut de toute évidence pas invoquer le pouvoir général d'exécution en vue de déroger à des dispositions légales (3) . Cela vaut également pour la possibilité de déroger au code de bonne conduite établi par la CREG sur la base de l'article 11, § 2, de la loi sur l'électricité.

S'il était prévu que le gestionnaire du réseau de transport, lorsqu'il prend des mesures en cas de perturbation, de fonctionnement anormal ou de situation critique, aie la faculté de déroger aux règles établies dans ou en vertu de l'arrêté envisagé, cette disposition pourrait effectivement s'inscrire dans le cadre du fondement juridique de l'article 11, § 1er, alinéa 2, 2°, de la loi sur l'électricité. 3.4. Un certain nombre de dispositions de l'arrêté royal du 22 avril 2019, que l'article 158 du projet abroge, sont entre-temps dépourvues de fondement juridique, dès lors qu'à la suite d'une modification récente de la loi (4), les dispositions qui pouvaient précédemment être édictées par le Roi, sont actuellement établies par la CREG dans le code de bonne conduite, en exécution de l'article 11, § 2, de la loi sur l'électricité.

Le rapport au Roi indique à ce sujet ce qui suit : « Compte tenu de la répartition des compétences précitée et de l'entrée en vigueur de la loi du 21 juillet 2021Documents pertinents retrouvés type loi prom. 21/07/2021 pub. 03/09/2021 numac 2021021721 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations type loi prom. 21/07/2021 pub. 10/08/2021 numac 2021021623 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi portant transposition de la directive 2018/1808 du Parlement européen et du Conseil du 14 novembre 2018 modifiant la directive 2010/13/UE visant à la coordination de certaines dispositions législatives, réglementaires et administratives des Etats membres relatives à la fourniture de services de médias audiovisuels (directive « Services de médias audiovisuels »), compte tenu de l'évolution des réalités du marché (1) fermer précité le 1er septembre 2022, le Roi reste compétent pour supprimer des dispositions du règlement technique qui relèvent de la compétence de la CREG, pour autant que la CREG ait déjà réglementé les matières en question précédemment et que le Roi se limite à un nettoyage du texte ».

En ce qui concerne l'abrogation des articles de l'arrêté royal du 22 avril 2019 pour lesquels le fondement juridique a entre-temps disparu, on peut se fonder sur le pouvoir général d'exécution, combiné avec l'article 11, §§ 1er et 2, de la loi sur l'électricité. En effet, le Roi doit être considéré comme compétent pour abroger des réglementations qu'il a élaborées, lorsque celles-ci sont devenues obsolètes à la suite de l'adoption du code conduite précité.

FORMALITES 4. A la question de savoir si le projet a été notifié à la Commission européenne dans le cadre de la directive (UE) 2015/1535 du Parlement européen et du Conseil du 9 septembre 2015 `prévoyant une procédure d'information dans le domaine des réglementations techniques et des règles relatives aux services de la société de l'information', le délégué a répondu : « Het ontwerp-KB FTR werd niet meegedeeld bij de Europese Commissie. Er wordt evenmin voorzien om dit nog te doen. Ons inziens valt het ontwerp-KB FTR niet onder het toepassingsgebied van de Richtlijn (EU) 2015/1535 van 9 september 2015 betreffende een informatieprocedure op het gebied van technische voorschriften en regels betreffende de diensten van de informatiemaatschappij (hierna: RL 2015/1535).

Artikel 5, paragraaf 1, RL 2015/1535 bepaalt inzake de mededeling aan de Commissie als volgt: `1. Onverminderd artikel 7 delen de lidstaten de Commissie onverwijld ieder ontwerp voor een technisch voorschrift mee, tenzij het een integrale omzetting van een internationale of Europese norm betreft, in welk geval louter met een mededeling van de betrokken norm kan worden volstaan. Zij geven de Commissie tevens kennis van de redenen waarom de vaststelling van dit technisch voorschrift nodig is, tenzij die redenen reeds uit het ontwerp zelf blijken.'

Artikel 1, paragraaf 1, f) definieert technisch voorschrift als volgt: `f) technisch voorschrift: een technische specificatie of andere eis of een regel betreffende diensten, met inbegrip van de erop toepasselijke bestuursrechtelijke bepalingen die de jure of de facto moeten worden nageleefd voor de verhandeling, de dienstverrichting, de vestiging van een verrichter van diensten of het gebruik in een lidstaat of in een groot deel van een lidstaat, alsmede de wettelijke en bestuursrechtelijke bepalingen, behoudens die bedoeld in artikel 7, van de lidstaten waarbij de vervaardiging, de invoer, de verhandeling of het gebruik van een product dan wel de verrichting of het gebruik van een dienst of de vestiging als dienstverlener wordt verboden.'

Artikel 1, paragraaf 1, a), b) en c) definiëren respectievelijk product, dienst en technische specificatie als volgt: `a) product: alle producten die industrieel worden vervaardigd, en alle landbouwproducten, met inbegrip van visproducten; b) dienst: elke dienst van de informatiemaatschappij, dat wil zeggen elke dienst die gewoonlijk tegen vergoeding, langs elektronische weg, op afstand en op individueel verzoek van een afnemer van diensten wordt verricht. c) technische specificatie: een specificatie die voorkomt in een document ter omschrijving van de vereiste kenmerken van een product, zoals kwaliteitsniveau, prestaties, veiligheid of afmetingen, met inbegrip van de voor het product geldende voorschriften inzake verkoopbenaming, terminologie, symbolen, beproeving en beproevingsmethoden, verpakking, het merken of etiketteren, en de overeenstemmingsbeoordelingsprocedures.' Het ontwerp-KB FTR voorziet in technische vereisten die uitvoering geven aan Europese netcodes (bv. RfG, DCC en HVDC), richtsnoeren en de rechtspraak van het Hof van Justitie (m.n. C[00e2][0080][0091]767/19).

Dergelijke voorschriften vallen niet onder de noemer van technisch voorschrift of technische specificatie zoals bedoeld in RL 2015/1535.

De verplichtingen in het ontwerp-KB FTR hebben met name noch betrekking op industrieel vervaardigde producten, noch op diensten van de informatiemaatschappij in de betekenis van RL 2015/1535.

Bijkomend kan opgemerkt worden dat sinds de inwerkingtreding van Richtlijn 2015/1535 (op 7/10/2015) noch de verschillende ontwerpen van wijzigingen van het KB FTR, noch het ontwerp tot invoering van een nieuw KB FTR onderworpen werden aan de mededelingsplicht voorzien in de richtlijn. Uw Raad heeft in zijn adviezen bij deze ontwerpen van besluit evenmin gewezen op de mogelijks geldende formele verplichtingen onder voormelde richtlijn - zie o.m. 62217; 64737; 65632 en 69246 ».

Dans son avis 69.159/3 du 6 mai 2021, le Conseil d'Etat a déjà bel et bien observé qu'une réglementation comportant des exigences minimales en matière de sécurité pour des installations raccordées au réseau de transport doit être notifiée à la Commission européenne conformément à la directive (UE) 2015/1535, dans la mesure où il s'agit d'une matière non harmonisée (5) . Il ressort du tableau de concordance transmis par le délégué que seule une partie du projet peut être considérée comme une mise en oeuvre de règles de droit européen, de sorte que le projet concerne en partie une matière non harmonisée. En outre, la directive (UE) 2015/1535 considère bel et bien les règles relatives (notamment) à l'utilisation d'un produit ou d'un service comme une règle technique. Certaines dispositions du projet concernent des dispositifs de sécurité d'un produit et doivent être considérées comme des spécifications techniques.

En conclusion, le projet doit bien être notifié à la Commission européenne. 5. La réglementation en projet vise à établir un nouveau cadre réglementaire pour la gestion du réseau de transport d'électricité.Il s'agit par conséquent d'une matière qui touche aux grandes lignes de la politique de l'énergie. Dans cette matière, il existe une obligation de concertation avec les régions conformément à l'article 6, § 3, 3°, de la loi spéciale du 8 août 1980 `de réformes institutionnelles'. La demande d'avis indique que le projet a déjà fait l'objet d'une concertation au sein du groupe CONCERE (6) le 22 septembre 2023 et que le dossier est inscrit à l'ordre du jour du Comité de concertation du 22 novembre 2023. 6. Si le texte du projet devait encore être modifié à la suite de l'accomplissement des formalités précitées (7), ces modifications devraient également encore être soumises à l'avis de la section de législation, conformément à l'article 3, § 1er, alinéa 1er, des lois coordonnées sur le Conseil d'Etat. OBSERVATIONS GENERALES A. Observation liminaire 7. Dès lors que le projet d'arrêté reproduit dans une large mesure des dispositions existantes de l'arrêté royal du 22 avril 2019, il est renvoyé en premier lieu aux observations formulées dans des avis antérieurs du Conseil d'Etat à propos (de modifications de) cet arrêté(8) . Des avis antérieurs sur (des modifications de) l'arrêté royal du 19 décembre 2002 `établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci' (qui a été abrogé par l'article 371 de l'arrêté royal du 22 avril 2019) restent également pertinents pour le projet actuellement soumis pour avis (9) .

B. Compatibilité avec le droit européen 8. Le projet doit être lu en combinaison avec un certain nombre de règlements européens visés dans le préambule.Même si les dispositions concernées des règlements ne peuvent pas être reproduites dans le projet en raison de l'interdiction dite de transcription, elles requièrent tout de même parfois que les Etats membres adoptent des règles complémentaires qui pourvoient à leur exécution, ce qui nécessite souvent de faire des choix dans les limites qui sont laissées aux Etats membres en la matière. Par conséquent, il est particulièrement complexe d'examiner si le présent projet se concilie correctement avec le cadre juridique européen, c'est-à-dire si la combinaison des normes nationales envisagées et des règlements constitue un ensemble normatif cohérent, sans doublons, hiatus ni contradictions. En outre, la possibilité de désigner une autorité autre que la CREG pour fixer certaines normes dépend de la matière spécifique, plusieurs scénarios étant possibles même au sein d'un même article des règlements mentionnés dans l'observation 9.

A cet égard, le délégué a transmis un tableau de concordance qui est toutefois imprécis et incomplet sur un certain nombre de points (10) .

Il est vivement conseillé de joindre ce tableau, après un contrôle approfondi, au rapport au Roi. 9. Le Conseil d'Etat, section de législation, ne dispose pas de l'expertise technique pour vérifier si les dispositions en projet respectent les principes généraux inscrits à l'article 7, paragraphe 3, du règlement (UE) 2016/63(11), à l'article 6, paragraphe 3, du règlement (UE) 2016/1388 (12) et à l'article 5, paragraphe 3, du règlement (UE) 2016/1447 (13) .Il revient donc aux auteurs du projet de s'assurer que la réglementation en projet se concilie parfaitement avec les exigences des règlements européens.

Les observations suivantes sont en tout cas formulées sous cette réserve générale. 10.1. Le projet vise à donner suite à l'arrêt de la Cour de justice du 3 décembre 2020 (14) dans lequel la Cour a notamment constaté que l'exercice par le Roi de diverses compétences dévolues au régulateur était contraire à l'article 37, paragraphe 6, points a) à c), et paragraphe 9, de la directive 2009/72/CE (15) ainsi qu'à l'article 41, paragraphe 6, points a) à c), et paragraphe 9, de la directive 2009/73/CE (16) -(17) . Cette première directive citée a entre-temps été remplacée par la directive (UE) 2019/944 (18) qui contient des dispositions similaires (19).

Dans la suite du présent avis, il sera dès lors vérifié si les dispositions contenues dans le projet ne concernent pas des matières qui relèvent de la compétence exclusive de la CREG, au regard de l'arrêt précité. 10.2. Concernant la compétence de la CREG de déterminer, sur la base de l'article 11, § 2, de la loi sur l'électricité, notamment « les conditions concernant le raccordement et l'accès au réseau de transport, y compris les procédures de raccordement, le délégué a répondu ce qui suit : « Het ontwerp-KB FTR beperkt zich tot het vaststellen van technische normen en operationele regels over de aansluitingspunten in functie van de veiligheid, de betrouwbaarheid en de efficiëntie van het transmissienet. Dergelijke bepalingen vallen onder de rechtsgrond in artikel 11, § 1, tweede lid, 1° : 1° de technische veiligheidscriteria en technische voorschriften met de minimumeisen inzake het technische ontwerp, de bedrijfsvoering en de exploitatie van productie-installaties, de distributiesystemen, de apparatuur van direct aangesloten afnemers, de interconnector circuits en de directe lijnen, waaraan moet worden voldaan.Die technische voorschriften zijn objectief en niet-discriminerend.

Het komt de CREG toe om in de gedragscode, krachtens artikel 11, § 2, 1°, de procedures voor aansluiting te regelen: 1° op voorstel van de netbeheerder en na raadpleging van de netgebruikers, de voorwaarden inzake de aansluiting op en toegang tot het transmissienet, met inbegrip van de aansluitingsprocedures; Dit toont opnieuw aan hoe het KB FTR en de gedragscode met elkaar zijn verweven. De CREG bepaalt in de gedragscode de voorwaarden voor aansluiting (procedure: oriëntatiestudie, aansluitingsaanvraag, detailstudie...) terwijl de Koning de technische en veiligheidseisen bepaalt gerelateerd aan dergelijke aansluitingen. Het zal aan de transmissienetbeheerder toekomen om, overeenkomstig de gedragscode de aansluiting op het net te regelen en daartoe met de systeemgebruiker een overeenkomstig de gedragscode vastgestelde type-overeenkomst te hanteren. Die type overeenkomst zal tevens de relevante technische vereisten, zoals opgenomen in het KB FTR, opleggen aan de desbetreffende systeemgebruiker en aldus onder de noemer vallen van `relevant juridisch kader'. Deze verhouding wordt in de gedragscode, art. 15 e.v., nader toegelicht ».

Il n'est pas du tout certain que la réglementation actuellement en projet, qui s'imbrique fortement avec les dispositions du code de bonne conduite, soit effectivement en conformité avec le droit européen.

Ainsi, l'article 7, alinéa 1er, du projet dispose que les « modalités d'application » sont établies par le gestionnaire du réseau de transport, lesquelles prescrivent uniquement en termes généraux que cette élaboration s'effectue « compte tenu des règles applicables fixées dans le code de bonne conduite ». Cette élaboration doit se faire « dans le cadre juridique pertinent », que l'article 1er, § 2, 14°, du projet, définit comme étant « un contrat ou un autre acte juridique dans lequel le gestionnaire du réseau de transport fixe ou précise les modalités d'application des exigences prescrites par le présent arrêté, conformément à l'article 7, alinéa 1er », mais sans faire référence à la conformité nécessaire avec les contrats types devant être approuvés par la CREG conformément au code de bonne conduite (voir également à ce sujet les observations 12.1 et 12.2).

Si l'alinéa 2 de l'article 7 dispose que la CREG contrôle la conformité des dispositions qui en résultent avec l'arrêté envisagé et le code de bonne conduite, il n'en demeure pas moins que cela signifie que dans la pratique, c'est à la CREG qu'il incombe d'intervenir pour s'assurer que le gestionnaire de réseau de transport n'empiète pas sur les compétences de la CREG prévues à l'article 59, paragraphe 7, a), de la directive (UE) 2019/944, qui se fonde sur la compétence exclusive du régulateur pour « fixer ou [...] approuver, suffisamment à l'avance avant leur entrée en vigueur, au moins les méthodes utilisées pour calculer ou établir [...] les conditions de raccordement et d'accès aux réseaux nationaux ». 10.3. L'article 65, § 1er, du projet fixe les conditions d'absorption de la puissance réactive au point de raccordement, en déterminant notamment la fourchette (- 0.1 Pmax et 0.45 Pmax) pour toute valeur de la puissance active susceptible d'être injectée sur le réseau de transport comprise entre le minimum technique et la puissance maximale de raccordement, à la tension normale d'exploitation. L'article 37, § 2, du projet prescrit que les exigences spécifiques concernant le point de connexion sont toujours fournies dans le cadre des exigences techniques, sous réserve de l'article 37, § 3, et de règles particulières spécifiées dans le livre 6.

L'article 1er, § 2, 35°, du projet définit la notion de « point de raccordement » comme suit : « par dérogation à la définition visée à l'article 2, alinéa 2, point 15, du code de réseau européen RfG, le point où une unité de production d'électricité, une installation de stockage d'énergie, une installation de consommation, un réseau public de distribution, un réseau de transport local, un CDS, ou un système HVDC, y compris, le cas échéant, leurs installations de raccordement, sont raccordés au réseau de transport, à un réseau fermé industriel ou à un système HVDC ». L'article 2, 121°, de la loi sur l'électricité et l'article 2, 24°, du code de bonne conduite contiennent des définitions similaires de cette notion.

L'article 59, paragraphe 7, b), de la directive (UE) 2019/944 dispose que le régulateur est chargé de fixer ou d'approuver les méthodes nationales utilisées pour calculer ou établir les conditions de la prestation de services auxiliaires, incluant également les services d'équilibrage (voir l'article 2, 48), de cette même directive et l'article 2, 101°, de la loi sur l'électricité). Conformément à l'article 11, § 2, 2°, a), de la loi sur l'électricité, la CREG est compétente pour régler la fourniture des services auxiliaires dans le code de bonne conduite.

Les conditions relatives aux services auxiliaires étant une compétence du régulateur, le Roi ne semble pas habilité à régler, à l'article 65, § 1er, du projet, les conditions d'absorption de la puissance réactive (dénommée dans le code de bonne conduite « capacité de puissance réactive ») (20) au point de raccordement et l'injection de la puissance active dans le réseau de transport. L'article 2, 37°, de la loi sur l'électricité définit d'ailleurs la notion de « nomination de la puissance injectée » comme étant la valeur attendue de la puissance injectée, qui est communiquée au gestionnaire du réseau conformément au code de bonne conduite.

Par identité de motifs, l'article 37, § 2, du projet (relatif aux exigences techniques concernant le point de connexion) ne peut se concrétiser que dans la mesure où il ne prévoit pas de conditions concernant la fourniture de services auxiliaires. 11. Les articles 7, alinéa 3, 8, § 2, et 71, § 5, du projet imposent à la CREG des obligations en vue de recueillir l'avis de la Direction générale de l'Energie.L'article 8, § 3, du projet dispose que la Direction générale de l'Energie fournit « également d'office ou à la demande de la CREG ou du gestionnaire du réseau de transport, les avis conformément aux dispositions du présent arrêté et des codes de réseau et des lignes directrices européens ».

Selon l'article 57, paragraphe 4, point b), ii), de la directive (UE) 2019/944, le régulateur ne peut « sollicit[er] ni (...) accept[er] d'instructions directes d'aucun gouvernement ou autre entité publique ou privée dans l'exécution des tâches de régulation ». Il est vrai que cette interdiction est nuancée par cette disposition de la directive en ce sens qu'« une étroite concertation, le cas échéant, avec les autres autorités nationales concernées ou (des) orientations générales édictées par le gouvernement qui ne concernent pas les missions et compétences de régulation prévues à l'article 59 » ne sont pas exclues.

Il faudra vérifier au cas par cas si les obligations de consultation en projet sont conformes à cette disposition de la directive. 11.1. L'article 7, alinéa 3, du projet dispose que la CREG, après avis de la Direction générale de l'Energie, peut accorder des dérogations à des dispositions spécifiques du code de réseau RfG (21), du code de réseau DCC (22) et du code de réseau HDVC (23) . Selon ces codes de réseau, ces dérogations, si elles sont applicables dans l'Etat membre concerné, peuvent également être accordées et retirées par d'autres autorités que la CREG. Le pouvoir conféré à la CREG d'accorder des dérogations, ne semble pas non plus être lié aux missions et compétences des autorités de régulation énumérées à l'article 59 de la directive (UE) 2019/944. Dès lors qu'il ne peut se déduire de la disposition en projet que la CREG est liée de quelque manière que ce soit par les points de vue formulés par la Direction générale de l'Energie dans ses avis, la disposition en projet peut dès lors être admise.

La même observation vaut pour l'article 71, § 5, du projet, qui concerne l'approbation par la CREG des exigences techniques spécifiques à un site, à établir par le gestionnaire du réseau de transport(24) . 11.2. Les critères des pertes actives en réseau de transport à compenser, à approuver par la CREG et mentionnés à l'article 8, § 2, du projet, qui sont déterminés par le gestionnaire du réseau de transport conformément à l'article 106 du code de bonne conduite, constituent un élément de la proposition tarifaire élaborée par le gestionnaire du réseau de transport. Cette obligation de consultation concerne une matière pour laquelle la CREG dispose d'une compétence de régulation conformément à l'article 59, paragraphe 7, a), de la directive (UE) 2019/944.

L'article 57, paragraphe 4, b), ii), de la directive (UE) 2019/944 n'a pas une portée à ce point étendue que la CREG et la Direction générale de l'Energie ne pourraient pas se concerter sur les critères précités ou que la CREG ne pourrait pas être obligée de demander un avis à la Direction générale de l'Energie. Toutefois, il faudrait prévoir expressément que si la Direction générale de l'Energie ne donne pas un avis dans le délai d'un mois, comme le prévoit l'article 8, § 2, du projet, cette obligation de consultation devient caduque, permettant ainsi à la CREG de prendre encore une décision sur les critères précités.

C. Délégations 12. L'article 7, alinéa 1er, du projet habilite le gestionnaire du réseau de transport à établir les modalités d'application des livres 3, 4, 6, 7, 8 et 9 de l'arrêté envisagé, après concertation avec l'utilisateur de système dans le cadre juridique pertinent, compte tenu des règles applicables fixées dans le code de bonne conduite. L'article 1er, § 2, 14°, du projet définit la notion de « cadre juridique pertinent » comme étant « un contrat ou un autre acte juridique dans lequel le gestionnaire du réseau de transport fixe ou précise les modalités d'application des exigences prescrites par le présent arrêté, conformément à l'article 7, alinéa 1er ». 12.1. On n'aperçoit pas avec quelles parties le contrat précité est conclu. A ce sujet, le délégué a déclaré ce qui suit : « Het opzet van het `relevant juridisch kader' wordt toegelicht in punt III. g) van het verslag aan de Koning, dat luidt als volgt: `g) Wisselwerking tussen het technisch reglement en de gedragscode De exclusieve bevoegdheden van de CREG inzake het vaststellen van een gedragscode, op basis van artikel 59, lid 7 van de Richtlijn (EU) 2019/944 en het aangepaste artikel 11, § 2 van de Elektriciteitswet, en van de Koning inzake het vaststellen van een technisch reglement, op grond van artikel 11, § 1, tweede lid, 1° van de Elektriciteitswet, kunnen niet volledig onafhankelijk van elkaar worden gezien.

De wisselwerking tussen de gedragscode en het technisch regelement vereist nauwe afstemming tussen de CREG en de Algemene Directie Energie, zoals hierboven reeds werd toegelicht onder punt II. In samenspraak met de CREG werden zowel in voorliggend technisch reglement als in de Gedragscode brugbepalingen opgenomen die de noodzakelijke juridische verbindingen tussen beide teksten leggen.

Overigens werd er over gewaakt dat beide teksten zo veel mogelijk op elkaar zijn afgestemd om hun parallelle en coherente lezing, interpretatie en toepassing door de betrokkenen mogelijk te maken.

Voorliggend besluit geeft op deze manier uitvoering aan randnummer 22, zesde lid van het advies (A)2501 van de CREG. In voorliggend besluit vindt de wisselwerking tussen de gedragscode en het technisch reglement onder meer zijn weerslag in Titels 5 en 6 van Boek 1 (artikel 7 e.v.). De eisen vervat in voorliggend technisch reglement worden namelijk tussen de transmissienetbeheerder en een systeemgebruiker vastgelegd in het zogenoemd "relevant juridisch kader", bijvoorbeeld een overeenkomst. Dergelijke overeenkomsten inzake de toepassing van technische vereisten hebben onvermijdelijk ook gevolgen inzake de toegang tot de markt en de aansluiting op het net, inclusief contract gerelateerde voorwaarden. Die laatste punten behoren tot de exclusieve bevoegdheid van de CREG en worden gereguleerd in de gedragscode. Aldus wordt bepaald dat de CREG toeziet op de naleving van de eisen vervat in boeken 3, 4, 6, 7, 8 en 9 van het technisch reglement, daarbij rekening houdend met de in de gedragscode voorziene toepasselijke voorschriften en met de Europese netcodes en richtsnoeren.' Het gaat dus om overeenkomsten tussen de transmissienetbeheerder enerzijds en anderzijds systeemgebruikers aangesloten op het transmissienet (incl. de beheerders van publieke distributienetten, zie bv. rechtstreekse verwijzing naar relevant juridisch kader in art. 139 van het ontwerp-KB inzake technische eisen op het vlak van spanning) of systeemgebruikers aangesloten op de publieke distributienetten. Wat die laatste groep betreft voorziet art. 4, § 5, tweede lid, van het ontwerp-KB FTR in specifieke beperkingen. Opnieuw wordt hiermee voorzien om de brug te maken naar de gedragscode. (...) De Gedragscode voorziet hieromtrent in artikel 180 dat de transmissienetbeheerder met de lokale transmissienetbeheerders en de publieke distributienetbeheerders een type-samenwerkingsovereenkomst opstellen, o.m. inzake de `noodzakelijke samenwerking bij de uitvoering van hun taken waartoe ze wettelijk of contractueel ... gehouden zijn.' (...) Zie ook de algemene brugbepaling naar het technisch reglement in art. 15 van de gedragscode ».

Il peut se déduire des explications du délégué que les parties concernées par les contrats avec le gestionnaire du réseau de transport sont uniquement des utilisateurs de système raccordés au réseau de transport ou des utilisateurs de système raccordés aux réseaux publics de distribution. Dans un souci de sécurité juridique, il est recommandé de le préciser dans la définition de la notion de « cadre juridique pertinent » à l'article 1er, § 2, 14°, du projet. 12.2. Il ressort par ailleurs des explications du délégué lors de l'examen du cadre juridique européen (voir l'observation 10.2) que les contrats conclus par le gestionnaire du réseau de transport doivent être conformes aux contrats-types établis par le code de bonne conduite. Ce point n'est pas non plus exprimé d'une manière suffisamment claire dans le texte de l'article 7, alinéa 1er, du projet.

En outre, la formulation de la notion de « cadre juridique pertinent », à l'article 1er, § 2, 14°, du projet, est imprécise sur d'autres points également. Ainsi, il conviendrait de préciser ce que l'on entend concrètement par « un autre acte juridique » qu'un contrat. De plus, les habilitations permettant d'élaborer les modalités dans le cadre juridique pertinent ne sont pas limitées aux livres 3, 4, 6, 7, 8 et 9 du projet, visés dans la définition précitée (voir par exemple la référence à ce cadre juridique pertinent à l'article 25 du projet, qui fait partie du livre 5). Tant l'article 1er, § 2, 14°, que l'article 7, alinéa 1er, du projet doivent être revus à la lumière de ce qui précède. 12.3. Il découle de la définition précitée de la notion de « cadre juridique pertinent » que certains éléments de la réglementation ne sont pas réglés par des dispositions normatives générales contraignantes, mais bien dans un contrat à conclure. La réglementation en projet peut donc revenir à déléguer certains pouvoirs réglementaires à un acteur privé.

En ce qui concerne les dispositions qui peuvent être considérées comme réglementaires, on rappellera la légisprudence constante du Conseil d'Etat, selon laquelle réglementer par la voie du procédé contractuel pose problème si un pouvoir réglementaire est exercé à l'égard de tiers au moyen d'un tel contrat. En effet, il résulte des principes régissant l'exercice de la fonction normative que seuls peuvent figurer dans un tel contrat des arrangements pratiques concrétisant des règles de droit existantes.

Il y a lieu, toutefois, de nuancer cette objection constitutionnelle.

Ainsi, l'article 83, § 7, du projet, par exemple, pourvoit à l'exécution de l'article 14, paragraphe 5, b), i), du règlement (UE) 2016/631 de la Commission du 14 avril 2016. En vertu de cette disposition, les systèmes de protection nécessaires pour l'unité de production d'électricité et le réseau ainsi que les réglages concernant l'unité de production d'électricité doivent être coordonnés et convenus entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'installation de production d'électricité.

Par ailleurs, il ne semble pas toujours s'agir de pouvoirs réglementaires. Ainsi, l'article 39, alinéa 2, du projet dispose que le gestionnaire du réseau de transport détermine, dans le cadre juridique pertinent, de manière transparente et non discriminatoire, les normes, rapports techniques et autres règles de référence applicables et surveille leur conformité. L'intention ici est sans doute uniquement de préciser les règles applicables dans le contrat de raccordement individuel (25) .

Les observations qui précèdent n'empêchent pas que les principes précités en matière de délégation doivent être pris en compte lors de la conclusion des contrats, sauf si la disposition de droit européen pertinente impose expressément une délégation par la voie du procédé contractuel.

D. Références imprécises à d'autres réglementations 13. Les références à d'autres réglementations inscrites dans le projet ne sont pas toujours claires. Ainsi, l'article 9, § 1er, alinéa 4, du projet formule une réserve en matière de « dispositions contraires dans la législation applicable, excepté le code de bonne conduite et/ou le présent arrêté ». L'article 28 du projet mentionne quant à lui les droits et obligations de l'utilisateur du réseau de transport « visés au présent arrêté ou établis en vertu du présent arrêté ou visés au code de bonne conduite ou établis en vertu du code de bonne conduite ou visés à la législation applicable ou établis en vertu de la législation applicable ».

Il y a lieu de préciser en des termes clairs de quelles règles il est exactement fait application ou de quelles règles on s'écarte précisément.

EXAMEN DU TEXTE Préambule 14. Compte tenu des observations formulées aux points 3.1 à 3.4, le préambule doit également viser l'article 108 de la Constitution et l'article 23, § 2, de la loi sur l'électricité.

Article 2 15. L'article 2, § 1er, du projet est essentiellement une énumération (rédigée de manière lacunaire) (26) et une paraphrase d'un certain nombre de fondements juridiques visés à l'article 11, § 1er, de la loi sur l'électricité.Une telle disposition est dépourvue de portée normative et doit donc être omise.

Article 4 16. Dès lors que le seul registre dont il est fait mention dans le projet est le registre des équipements de mesure (voir les articles 1er, § 2, 40°, et 152 du projet), on remplacera chaque fois les mots « les registres », à l'article 4, § 4, du projet, par les mots « le registre des équipements de mesure » (27) . Article 6 17. L'article 6, alinéa 4, du projet doit viser l'article 11, § 1er, alinéa 4 (et non : alinéa 5), de la loi sur l'électricité (28) . Article 7 18. A l'article 7, alinéa 2, du projet, compte tenu de la définition figurant à l'article 1er, § 2, 14°, du projet, on remplacera le mot « relevante » dans le texte néerlandais par le mot « relevant ». Article 9 19. Il y a lieu de supprimer la mention « § 1er.» au début de l'article 9 du projet, dès lors qu'il n'y a pas de paragraphe 2. 20. L'article 1.5 du Code civil ne prescrivant pas de « formes et conditions » concernant la forme de la notification, il convient d'adapter l'article 9 du projet (29) . L'alinéa 1er doit être limité à une référence au régime relatif à la date de la notification visé à l'article 1.5 du Code civil.

Par ailleurs, le segment de phrase « Par dérogation à l'alinéa 1er » doit être distrait des alinéas 2 et 3.

Enfin, la disposition en projet doit préciser que le régime relatif à la communication électronique, prévu à l'alinéa 2, déroge au principe actuellement inscrit à l'alinéa 4 (à savoir qu'une notification peut toujours être valablement effectuée à la dernière adresse notifiée par le destinataire). Dès lors que les deux alinéas formulent une réserve quant à l'éventuelle application de « dispositions contraires », le texte est pour l'heure formulé d'une manière incertaine du point de vue de la sécurité juridique.

Articles 29 et 31 21. Conformément à l'article 29, § 2, alinéas 2 et 3, du projet, deux services publics fédéraux et les gestionnaires des réseaux de distribution (30) sont tenus d'identifier les utilisateurs de système importants hautement prioritaires qui sont sous leur contrôle et de fournir à cet égard des listes à la Direction générale de l'Energie. Les obligations imposées aux services publics fédéraux visés à l'article 29, § 2, alinéa 2, du projet ne soulèvent aucun problème.

Cependant, il convient d'observer que le règlement des obligations des gestionnaires de réseaux de distribution relève en principe des aspects régionaux de l'énergie, et notamment de la distribution et du transport local d'électricité (article 6, § 1er, VII, alinéa 1er, a), de la loi spéciale du 8 août 1980). En vertu de l'article 6, § 1er, VII, alinéa 2, c), combiné avec l'article 6, § 1er, VII, alinéa 1er, a), de cette loi spéciale, l'autorité fédérale est uniquement compétente pour le transport d'électricité au moyen de réseaux dont la tension nominale est supérieure à 70.000 volts. Il en résulte que l'autorité fédérale ne peut imposer d'obligations ayant trait à la gestion d'un réseau de distribution ou d'un réseau de transport local.

La circonstance que le gestionnaire du réseau de transport garantisse la gestion d'un réseau de distribution ou d'un réseau de transport local ou qu'il s'agisse d'obligations pouvant avoir une incidence sur la coordination des réseaux n'y change rien (31) .

L'imposition, dans des réglementations fédérales, d'obligations, comme la communication de données, à des entités relevant de la compétence des régions est contraire au principe d'autonomie et requiert, en principe, la conclusion d'un accord de coopération. Le projet peut bien entendu - sans qu'il soit nécessaire de conclure un tel accord de coopération - prévoir un régime permettant à l'administration fédérale compétente de demander aux gestionnaires de réseaux de distribution de fournir les données visées à l'article 29, § 2, du projet.

L'article 31, § 6, du projet, devrait également exprimer plus clairement la portée de la coopération qui y est prévue, par exemple en prévoyant que le plan de délestage est appliqué par les autres gestionnaires de réseau si la réglementation régionale l'impose (32) .

Article 37 22. L'article 37, § 2, du projet prescrit que les exigences spécifiques concernant « le point de connexion visé à l'article 52 du code de bonne conduite » sont toujours fournies dans le cadre des exigences techniques.L'article 1er, § 2, 35°, du projet contient une définition de la notion de « point de raccordement » qui est identique à la définition donnée à l'article 2, 24°, du code de bonne conduite.

Le segment de phrase « visé à l'article 52 du code de bonne conduite » doit dès lors être omis.

Article 124 23. La portée de la notion de « nouveaux parcs non-synchrones [lire non synchrones] de générateurs dont le ou les points de raccordement se trouve(nt) en mer » (33), visés à l'article 124, alinéa 1er, du projet, ainsi que l'articulation de cette notion avec, notamment, celle de « parc non synchrone [lire : non synchrone] de générateurs en mer existant » (34), mentionnée à l'article 111, alinéa 2, du projet, ne sont pas claires.La question se pose de savoir si l'on vise par là un « parc non synchrone de générateurs en mer » au sens de l'article 2, point 18, du règlement (UE) 2016/631, ou si l'on vise encore une autre catégorie de parcs non synchrones de générateurs. On n'aperçoit pas davantage ce qu'il y a lieu d'entendre par un « nouveau » parc non synchrone de générateurs.

A ce sujet, le délégué a déclaré ce qui suit : « Er wordt in het ontwerp KB een onderscheid gemaakt tussen: (1) offshore power park modules waarvan het (de) aansluitingspunt(en) niet op zee liggen;zie Boek 7, Titel 6, Hoofdstuk 2 -> artikels 111 t.e.m. 123 zoals aangegeven in artikel 111; en (2) offshore-power park modules zoals gedefinieerd in RfG artikel 2, punt 18 en waarvoor eisen gedefinieerd worden in Boek 7, Titel 6, Hoofdstuk 3 dit zijn dan `offshore power park modules waarvan het of de aansluitingspunt(en) zich op zee bevinden'. Bij de offshore power park modules waarvan het (de) aansluitingspunt(en) niet op zee liggen wordt er verwezen naar eisen gesteld aan power park modules in het algemeen (RfG artikelen 20, 21 en 22). Hier wordt aangegeven dat deze categorie van offshore power park modules zich dienen te gedragen als algemene power park modules met een eigen invulling van parameters waar nodig.

Voor de offshore-power park modules of dus `offshore power park modules waarvan het of de aansluitingspunt(en) zich op zee bevinden' wordt expliciet de link gemaakt met RfG artikelen 24 t.e.m. 28.

In haar voorstel heeft de netbeheerder getracht alle bepaling van de offshore power park modules te bundelen in twee hoofdstukken waarbij een onderscheid gemaakt wordt tussen: ? Offshore power park modules waarvan het (de) aansluitingspunt(en) niet op zee liggen; ? Offshore power park modules waarvan het of de aansluitingspunt(en) zich op zee bevinden, wat overeenkomt met de definitie in artikel 2, punt 18, van verordening (EU) 2016/631.

Door deze bundeling worden ook eisen voor bestaande offshore power park modules in boek 7 verwerkt. Het onderscheid tussen offshore power park modules met een aansluitingspunt al dan niet op zee wordt gemaakt omwille van de specifieke historiek van de offshore windmolenparken in België. De eerste windmolenparken (Norther, C-Power, Northwind, Nobelwind en Belwind) zijn direct aangesloten op het onshore transmissienet zoals aangegeven in onderstaande kaart (waarvan de laatste en volledige versie altijd terug te vinden is op de website van de netbeheerder: https://www.elia.be/nl/infrastructuur-en-projecten/ons-net). De offshore windmolenparken zijn aangesloten op het transmissienet middels een aansluitingspunt op zee, het zogenaamde stopcontact, de offshore switchyard 1 of ook wel MOG 1 (Modular Offshore Grid 1) genoemd. Door deze historiek en realiteit met een eigen technische weerslag (lengte en technologie van de gebruikte kabels), zijn er specifieke eisen voor elk van deze situaties nodig.

Betreffende het onderscheid tussen bestaande en nieuwe eenheden is artikel 70 van toepassing dat op zijn beurt verwijst naar artikel 36 van het KB en waar de link wordt gemaakt met artikel 4, lid 2 van verordening (EU) 2016/631. De historiek van de offshore windmolenparken in België is hier ook van belang daar er eveneens eenheden zijn die onder het regime bestaand als onder het regime nieuw voorkomen ».

Article 156 24. La condition, prévue à l'article 156 du projet, selon laquelle le cahier des charges (35) peut être obtenu sur demande par courrier recommandé ne paraît pas compatible avec les règles en matière de communication électronique entre l'adjudicateur et les opérateurs économiques et avec les règles relatives à la mise à disposition des documents du marché par voie électronique inscrites dans la réglementation sur les marchés publics (36) .L'exigence d'une lettre recommandée doit dès lors être omise.

Article 157 25. L'article 157 du projet prévoit une amende de « cinquante à quatre cent nonante-cinq euros et nonante-sept cents ».Afin d'être conforme à la disposition procurant le fondement juridique, figurant à l'article 30, § 2, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, qui prévoit que l'amende pénale à fixer par le Roi ne peut excéder 495,79 euros, il faut donc faire état d'une amende de « cinquante à quatre cent nonante-cinq euros et septante-neuf cents » (ou, le cas échéant, un montant maximum inférieur).

Article 158 26. L'article 158 du projet abroge l'arrêté royal du 22 avril 2019 dans son ensemble.Il peut se justifier que le Roi abroge ainsi des dispositions relevant de la compétence exclusive du régulateur et qui sont actuellement réglées dans le code de bonne conduite du 20 octobre 2022, en exécution de l'article 11, § 2, de la loi sur l'électricité, puisque aucune disposition d'un arrêté royal ne peut être abrogée par ce code de bonne conduite. En outre, l'arrêté envisagé devrait être publié dans les plus brefs délais, afin de pouvoir mettre fin à la coexistence du code de bonne conduite et des dispositions de l'arrêté royal du 22 avril 2019 devenues obsolètes par l'adoption de ce code de bonne conduite (37) .

Observation finale 27. Le projet, et plus particulièrement son texte néerlandais, devra encore faire l'objet d'un contrôle du point de vue de la correction de la langue.Ainsi, dans le texte néerlandais de l'article 32, § 1er, alinéa 5, 2°, du projet, on remplacera le mot « regionale » par le mot « gewestelijke » et on écrira, dans le texte néerlandais de l'article 139, alinéa 1er, du projet, « lokaal transmissienet » au lieu de « lokaaltransmissienet ».

LE GREFFIER LE PRESIDENT Johan PAS Jeroen VAN NIEUWENHOVE _______ Notes (1) Code de bonne conduite du 20 octobre 2022 `relatif aux conditions de raccordement et d'accès au réseau de transport et relatif aux méthodes pour le calcul ou la détermination des conditions en ce qui concerne la dispense de services auxiliaires et d'accès à l'infrastructure transfrontalière, en ce compris les procédures pour l'attribution de capacité et la gestion des congestions' (https://www.creg.be/fr/publications/decision-b2409). (2) Cette disposition est formulée différemment de l'actuel article 258, alinéa 1er, de l'arrêté royal du 22 avril 2019 qui dispose que les mesures précitées prises par le gestionnaire du réseau de transport « sont prioritaires » (« de voorkeur hebben »).(3) En effet, le pouvoir général d'exécution implique que sont déduites du principe de la loi et de son économie générale, les conséquences qui en découlent naturellement d'après l'esprit qui a présidé à sa conception et les fins qu'elle poursuit, mais sans jamais pouvoir en étendre ou en restreindre la portée.(4) Voir l'article 7 de la loi du 21 mai 2023Documents pertinents retrouvés type loi prom. 21/05/2023 pub. 07/06/2023 numac 2023020122 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi portant des dispositions diverses en matière d'énergie fermer `portant des dispositions diverses en matière d'énergie'. (5) Avis C.E. 69.159/4 du 6 mai 2021 sur un avant-projet devenu la loi du 21 janvier 2021 `modifiant la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations', Doc. parl., Chambre, 2020-21, n° 55-2037/001, pp. 57-58 (observation 4). (6) Il s'agit du groupe de travail permanent « Groupe de concertation Etat-Régions pour l'Energie » visé à l'article 1er de l'accord de coopération du 18 décembre 1991 entre l'Etat, la Région wallonne, la Région flamande et la Région de Bruxelles-Capitale `relatif à la coordination des activités liées à l'énergie'.(7) A savoir d'autres modifications que celles dont fait état l'avis ou que celles visant à répondre aux observations formulées dans l'avis. (8) Voir, par exemple, l'avis C.E. 65.632/3 du 9 avril 2019 sur un projet d'arrêté royal devenu l'arrêté royal du 22 avril 2019 (voir, par exemple, l'observation 8 sur la référence aux normes techniques à l'article 40 de l'arrêté royal du 22 avril 2019, qui est également pertinente notamment pour les articles 18 et 40, alinéa 1er, du projet à l'examen). (9) Voir, par exemple, l'observation 12 de l'avis C.E. 58.065/1/V du 9 septembre 2015 sur un projet devenu l'arrêté royal du 6 octobre 2015 `modifiant l'arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci', relative à la possibilité pour le ministre de demander une proposition de plan de délestage, qui est elle aussi pertinente pour l'article 31, § 4, du projet. (10) A titre d'exemple, on se reportera à l'article 11 du projet.Cet article dispose que le gestionnaire du réseau de transport met en place un certain nombre de services auxiliaires parmi lesquels les services d'équilibrage (1° ) et le réglage de la tension et de la puissance réactive (2° ). Le tableau de concordance fait uniquement référence en la matière à l'article 3, alinéa 2, point 21, du règlement (UE) 2017/1485 de la Commission du 2 août 2017 `établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l'électricité'. Cette référence, qui figure également à l'article 11, 2°, se réfère uniquement à la définition de la notion de `réglage de la tension'. Une référence aux dispositions pertinentes du même règlement concernant la responsabilité du gestionnaire du réseau de transport pour les services d'équilibrage (voir notamment les articles 55, 118 et 139) n'apparaît toutefois pas dans le tableau de concordance. (11) 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'.(12) Règlement (UE) 2016/1388 de la Commission du 17 août 2016 `établissant un code de réseau sur le raccordement des réseaux de distribution et des installations de consommation'.(13) 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'. (14) C.J.U.E., 3 décembre 2020, C-767/19, Commission c. Belgique, ECLI:EU:C:2020:984. (15) Directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 `concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE'.(16) Directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 `concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 2003/55/CE'. (17) Voir également l'avis C.E. 69.018/3 du 14 avril 2021 sur un projet d'arrêté royal `modifiant l'arrêté royal du 22 avril 2019 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci, en ce qui concerne le contenu minimal du contrat type de raccordement visé à l'article 169 et portant la modification de la procédure de traitement d'une demande de raccordement en tenant compte du mécanisme de rémunération de capacité', ainsi que l'avis C.E. 69.159/3, Doc. parl., Chambre, 2020-21, n° 55-2037/001, pp. 51 53 (observation 2.1). (18) Directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 `concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et modifiant la directive 2012/27/UE'.(19) Alors que l'article 37, paragraphe 6, b), de la directive 2009/72/CE concernait les `services d'ajustement', l'article 59, paragraphe 7, b), de la directive (UE) 2019/944 vise les `services auxiliaires'.Pour le surplus, la portée des dispositions citées dans l'arrêt précité n'est pas modifiée. (20) Article 2, § 1er, 6), 51°, du code de bonne conduite.(21) Article 60 du règlement (UE) 2016/631.(22) Article 50 du règlement (UE) 2016/1388.(23) Article 80 du règlement (UE) 2016/1447.(24) Voir les articles 4 et 7, paragraphe 2, du règlement (UE) 2016/631, les articles 4 et 6, paragraphe 2, du règlement (UE) 2016/1388 et les articles 4 et 5, paragraphe 2, du règlement (UE) 2016/1447.(25) Voir l'actuel article 39, alinéa 2, de l'arrêté royal du 22 avril 2019, qui mentionne à cet égard le contrat de raccordement.(26) Il est ainsi fait référence au « gestionnaire de réseau de transport visé à l'article 11, § 1er, alinéa 4, de la loi Electricité du 29 avril 1999 », alors que la notion de « gestionnaire du réseau de transport » est définie à l'article 1er, § 2, 7°, du projet.En outre, il est renvoyé à l'alinéa 5 de l'article 11, § 1er, de la loi sur l'électricité, alors que cette disposition ne compte que quatre alinéas. (27) Comparer avec l'arrêté royal du 22 avril 2019, qui fait aussi mention du registre des responsables d'équilibre.(28) L'article 7, 2°, de la loi du 21 mai 2023Documents pertinents retrouvés type loi prom. 21/05/2023 pub. 07/06/2023 numac 2023020122 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi portant des dispositions diverses en matière d'énergie fermer `portant des dispositions diverses en matière d'énergie' a en effet abrogé l'alinéa 3 de l'article 11, § 1er, de la loi sur l'électricité, l'ancien alinéa 5 étant dès lors devenu l'alinéa 4.(29) Tel est toutefois le cas de l'article 2881 de l'ancien Code civil, auquel l'actuel article 15 de l'arrêté royal du 22 avril 2019 fait référence.(30) L'alinéa 3 renvoie par ailleurs aux « personnes et entités visées à l'alinéa 2 », mais il semble qu'il s'agisse uniquement d'entités. (31) Avis C.E. 37.655/1 du 23 septembre 2004 sur un projet devenu l'arrêté ministériel du 3 juin 2005 `établissant le plan de délestage du réseau de transport d'électricité', observation 6 à propos de l'annexe. (32) Comparer avec l'avis C.E. 37.655/1 du 23 septembre 2004 sur un projet d'arrêté ministériel `établissant le plan de délestage du réseau de transport d'électricité', observation 6. (33) Aussi défini comme un « parc non synchrone de générateurs en mer existant dont le ou les points de raccordement se trouve(nt) en mer » dans l'intitulé du chapitre 3 qui le précède et dans les alinéas 2 et 3 de l'article 124 du projet.(34) Cette notion est également mentionnée dans l'arrêté royal du 22 avril 2019.(35) Compte tenu de la terminologie utilisée dans les articles 5 et 6/3 à 6/5 de la loi sur l'électricité, il est recommandé, dans le texte néerlandais de l'article 156 du projet, de remplacer le mot « lastenboek » par le mot « bestek ».(36) Voir notamment les articles 14, § 1er, et 145 de la loi du 17 juin 2016Documents pertinents retrouvés type loi prom. 17/06/2016 pub. 14/07/2016 numac 2016021053 source service public federal chancellerie du premier ministre Loi relative aux marchés publics fermer `relative aux marchés publics'. (37) Voir à cet égard également l'avis C.E. 69.159/3, Doc. parl., Chambre, 2020-21, n° 55-2037/001, pp. 59-61 (observation 9).

29 NOVEMBRE 2024. - Arrêté royal établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité PHILIPPE, Roi des Belges, A tous, présents et à venir, Salut.

Vu le 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 ;

Vu le règlement (UE) 2016/1388 de la Commission du 17 août 2016 établissant un code de réseau sur le raccordement des réseaux de distribution et des installations de consommation ;

Vu le 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 ;

Vu le règlement (UE) 2017/1485 de la Commission du 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l'électricité ;

Vu le règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l'équilibrage du système électrique ;

Vu le 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 ;

Vu le règlement (UE) n° 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l'électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE Vu la communication 2024/0258/B faite à la Commission européenne en application des articles 5 et 6 de la directive (UE) 2015/1535 du Parlement européen et du Conseil du 9 septembre 2015 prévoyant une procédure d'information dans le domaine des réglementations techniques et des règles relatives aux services de la société de l'information ;

Vu la Constitution, l'article 108 ;

Vu la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité, les articles 8, 11, § 1er, modifié par les lois des 21 juillet 2021 et 21 mai 2023 et 30, § 2, modifié par la loi du 8 janvier 2012 ;

Vu l'avis de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz du 18 janvier 2023 ;

Vu l'avis de l'Inspecteur des Finances, donné le 12 juillet 2023 ;

Vu les propositions et la concertation avec le gestionnaire du réseau de transport en date du 8 septembre 2021, 28 juin 2022, 19 juillet 2022, 26 juillet 2022, 17 janvier 2023, 22 mars 2023 et 1 juin 2023 ;

Vu la concertation avec les Régions ;

Vu l'avis 74.610/3 du Conseil d'Etat, donné le 9 novembre 2023 en application de l'article 84, § 1er, alinéa 1er, 2°, des lois sur le Conseil d'Etat, coordonnées le 12 janvier 1973 ;

Sur la proposition du Ministre de l'Economie, du Ministre de la Santé publique, de la Ministre de l'Intérieur et de la Ministre de l'Energie, et de l'avis des Ministres qui en ont délibéré en Conseil,

Nous avons arrêté et arrêtons : LIVRE 1er - GENERALITES TITRE 1er - Définitions

Article 1er.§ 1er. Les définitions contenues à l'article 2 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité, et dans les codes de réseau et lignes directrices européens tels que définis au paragraphe 2, 2°, sont applicables au présent arrêté. § 2. Pour l'application du présent arrêté, on entend par : 1° CEI : Commission Electrotechnique Internationale ;2° codes de réseau et lignes directrices européens: les règlements européens suivants : a) 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, ci-après, « code de réseau européen RfG » ;b) Règlement (UE) 2016/1388 de la Commission du 17 août 2016 établissant un code de réseau sur le raccordement des réseaux de distribution et des installations de consommation, ci-après, « code de réseau européen DCC » ;c) 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, ci-après, « code de réseau européen HVDC » ;d) Règlement (UE) 2017/1485 de la Commission du 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l'électricité, ci-après, « lignes directrices européennes SOGL » ;e) 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, ci-après, « code de réseau européen E&R » ;3° CDS : le réseau fermé de distribution visé à l'article 2, alinéa 2, point 5, du code de réseau européen DCC ;4° comptage : l'enregistrement par un compteur, par période de temps, de la quantité d'énergie active ou réactive injectée ou prélevée ;5° compteur: un équipement de mesure qui permet de réaliser un comptage ;6° loi Electricité du 29 avril 1999 : la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité ;7° gestionnaire du réseau de transport : le gestionnaire du réseau visé à l'article 2, 8°, de la loi Electricité du 29 avril 1999 ;8° plan de reconstitution : le plan visé à l'article 3, alinéa 2, 5), du code de réseau européen E&R ;9° plan de défense du réseau : le plan de défense visé à l'article 3, paragraphe 2, point 63, des lignes directrices européennes SOGL ;10° état d'urgence : l'état du réseau visé à l'article 3, paragraphe 2, point 37, des lignes directrices européennes SOGL ;11° black-out: l'état du réseau visé à l'article 3, paragraphe 2, point 22, des lignes directrices européennes SOGL ;12° état de reconstitution : l'état du réseau visé à l'article 3, paragraphe 2, point 38, des lignes directrices européennes SOGL ;13° état d'alerte : l'état du réseau visé à l'article 3, paragraphe 2, point 17, des lignes directrices européennes SOGL ;14° cadre juridique pertinent : un contrat entre le gestionnaire du réseau de transport et l'utilisateur de système concerné dans lequel les exigences prescrites par le présent arrêté pour l'installation ou le point de raccordement concerné sont indiquées et dans lequel les modalités d'application des exigences susmentionnées sont précisées ;15° code de bonne conduite : le code de bonne conduite visé à l'article 11, § 2, de la loi Electricité du 29 avril 1999 ;16° donnée de mesure : une donnée obtenue par comptage ou mesure au moyen d'un équipement de mesure ;17° énergie active : l'intégrale de la puissance active sur une période de temps déterminée ;18° énergie réactive : l'intégrale de la puissance réactive sur une période de temps déterminée ;19° équipement de mesure : tout équipement pour effectuer des comptages et/ou des mesures tels que des compteurs, des appareils dont la fonction principale consiste à mesurer, des transformateurs de mesure ou des équipements de télécommunication y afférents ;20° installation : tout raccordement sur le réseau de transport ou sur le réseau fermé industriel, chaque installation visée à l'article 35, respectivement d'un utilisateur de système, d'un utilisateur du réseau de transport, d'un gestionnaire de réseau public de distribution ou d'un gestionnaire d'un réseau de transport local, ou ligne directe ;21° installation de l'utilisateur de système : chaque équipement visé à l'article 35 d'un utilisateur de système qui est raccordé à un réseau par un raccordement ;22° installation de l'utilisateur du réseau de transport : chaque équipement visé à l'article 35 d'un utilisateur du réseau de transport qui est raccordé au réseau de transport par un raccordement ;23° installation de raccordement : chaque équipement qui est nécessaire afin de relier les installations d'un utilisateur du réseau de transport au réseau de transport ;24° jeu de barres : l'ensemble triphasé de trois rails métalliques ou conducteurs qui composent les points de tensions identiques et communs à chaque phase et qui permettent la connexion des installations (instruments, lignes, câbles) entre elles ;25° jour ouvrable : chaque jour de la semaine, à l'exception du samedi, du dimanche et des jours fériés légaux ;26° mesure : l'enregistrement, à un instant donné, d'une valeur physique par un équipement de mesure ;27° CREG : la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz ;28° pertes actives: la consommation de puissance active par le réseau qui est causée par l'utilisation de ce réseau ;29° point d'accès ou point d'accès au réseau de transport : un point caractérisé par un lieu physique et un niveau de tension pour lequel un accès au réseau de transport est attribué au détenteur d'accès en vue d'injecter ou de prélever de la puissance, à partir d'une unité de production d'électricité, d'une installation de consommation, d'une installation de stockage d'énergie, d'un réseau fermé industriel ou d'un réseau fermé de distribution raccordés au réseau de transport;le point d'accès est associé à un ou plusieurs points de raccordement de l'utilisateur du réseau de transport concerné situés au même niveau de tension et sur la même sous-station ; 30° point d'interconnexion : un point auquel le réseau de transport est interconnecté avec des réseaux de transport étrangers, les réseaux de transport local et les réseaux publics de distribution ;31° point d'interface : la localisation physique et le niveau de tension du point où les installations d'un utilisateur du réseau de transport, sont connectées aux installations de raccordement.Ce point se situe sur le site de l'utilisateur du réseau de transport et en tout cas après la première travée de raccordement au départ du réseau, côté utilisateur du réseau de transport ; 32° point d'injection : un point d'accès à partir duquel de l'énergie est injectée au réseau de transport ;33° ministre : le ministre fédéral qui a l'Energie dans ses attributions ;34° point de prélèvement : un point d'accès à partir duquel de l'énergie est prélevée du réseau de transport ;35° unité de production d'électricité locale : une unité de production d'électricité dont le point d'injection est identique au point de prélèvement d'une ou plusieurs installations de consommation visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1°, de l'utilisateur du réseau de transport ou, dans le cas d'un CDS, un utilisateur du CDS, et qui se situe sur le même site géographique que ces installations de consommation ;36° puissance mise à disposition : la puissance apparente en injection et/ou en prélèvement qui est fixée par le gestionnaire du réseau de transport pour un point d'accès d'un utilisateur du réseau de transport et qui confère le droit à cet utilisateur du réseau de transport de prélever et/ou d'injecter de la puissance depuis et/ou vers le réseau de transport à concurrence de cette puissance mise à disposition ;37° qualité : l'ensemble des caractéristiques de l'électricité pouvant exercer une influence sur les installations de raccordement, les installations d'un ou plusieurs utilisateurs du réseau de transport, le réseau public de distribution et/ou sur le réseau de transport local et comprenant, notamment, la continuité de la tension et les caractéristiques électriques de cette tension et de ce courant, tels la fréquence, l'amplitude, la forme d'onde et la symétrie ;38° raccordement : chaque équipement qui est nécessaire pour raccorder une installation de l'utilisateur de système, du gestionnaire de réseau public de distribution et du gestionnaire du réseau de transport local à un réseau. Le raccordement au réseau de transport de l'utilisateur du réseau de transport est composé des installations de raccordement entre le point de raccordement et le point d'interface, qui comprennent au moins la première travée de raccordement depuis le réseau de transport.

Le raccordement des réseaux publics de distribution ou des réseaux de transport local au réseau de transport consiste en un point d'interconnexion qui se situe au secondaire du transformateur qui appartient au réseau de transport, qui transforme la tension de l'électricité vers la tension des réseaux publics de distribution ou des réseaux de transport local.

Le raccordement de l'utilisateur d'un réseau fermé industriel est défini dans les modalités de raccordement conclues par le gestionnaire dudit réseau fermé industriel avec cet utilisateur du réseau industriel fermé ; 39° registre des équipements de mesure : le registre tenu par le gestionnaire du réseau de transport conformément au présent arrêté ;40° Règlement 2019/941 : Règlement (UE) n° 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l'électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE ;41° Règlement 543/2013 : Règlement (UE) n° 543/2013 de la Commission du 14 juin 2013 concernant la soumission et la publication de données sur les marchés de l'électricité et modifiant l'annexe I du règlement (CE) n ° 714/2009 du Parlement européen et du Conseil ;42° réseau de transport local : le réseau de transport régional, tel que visé dans l'ordonnance de la Région de Bruxelles-Capitale du 19 juillet 2001 sur l'organisation du marché de l'électricité dans la Région de Bruxelles-Capitale, le réseau de transport local d'électricité, tel que visé dans le décret de la Région flamande du 8 mai 2009 portant les dispositions générales en matière de la politique de l'énergie, le réseau de transport local, tel que visé dans le décret de la Région wallonne du 12 avril 2001 relatif à l'organisation du marché régional de l'électricité ;43° réseau fermé de distribution : le réseau fermé de distribution visé à l'article 2, alinéa 2, point 5, du code de réseau européen DCC, en ce qu'il couvre le réseau fermé de distribution visé dans le décret flamand du 8 mai 2009 sur l'énergie, le réseau fermé professionnel visé dans le décret wallon du 12 avril 2001 relatif à l'organisation du marché régional de l'électricité et le réseau privé visé dans l'ordonnance de la Région de Bruxelles-Capitale du 19 juillet 2001 sur l'organisation du marché de l'électricité dans la Région de Bruxelles-Capitale ;44° réseau fermé industriel : le réseau fermé de distribution visé à l'article 2, alinéa 2, point 5, du code de réseau européen DCC, en ce qu'il couvre le réseau fermé industriel visé dans la loi Electricité du 29 avril 1999;pour les besoins de cet arrêté et sauf dispositions contraires, le réseau de traction ferroviaire est assimilé au réseau fermé industriel, tel que défini dans cet arrêté ; 45° réseau public de distribution : l'ensemble de conduites électriques mutuellement reliées ayant une tension nominale égale ou inférieure à 70 kilovolts et les installations y afférentes, nécessaires pour la distribution d'électricité à des clients, qui n'est pas un CDS ou une ligne directe à l'exception du réseau de transport local ;46° RGIE : l'arrêté royal du 8 septembre 2019 établissant le Livre 1 sur les installations électriques à basse tension et à très basse tension, le Livre 2 sur les installations électriques à haute tension et le Livre 3 sur les installations pour le transport et la distribution de l'énergie électrique, modifié par les arrêtés royaux du 10 juillet 2022 et 5 mars 2023;47° RGPT : Règlement Général pour la Protection des Travailleurs, tenant compte de son intégration dans le Code du bien-être au travail ;48° service de reconstitution : tout service défini par le gestionnaire du réseau de transport conformément aux dispositions des codes de réseau européens RfG et E&R en la matière qui contribue à une ou plusieurs mesures du plan de reconstitution ;49° service de black-start : le service fourni par des moyens de production d'électricité disposant d'une capacité de démarrage autonome visée à l'article 2, alinéa 2, point 45, du code de réseau européen RfG, qui constitue un des possibles services de reconstitution ;50° système électrique : l'ensemble des équipements comprenant les réseaux interconnectés, les raccordements et les installations des utilisateurs de système raccordés à ces réseaux appartenant à la zone de réglage du gestionnaire du réseau de transport compétent ;51° travée de raccordement : ensemble de composants d'une installation de raccordement destiné à assurer essentiellement les fonctions de : a) mise sous tension d'installations de l'utilisateur du réseau de transport au départ du réseau de transport ;b) déclenchement et/ou enclenchement de ces installations ;c) sectionnement physique de ces installations du réseau de transport ;52° utilisateur de système : toute personne physique ou morale qui injecte de l'électricité à ou prélève de l'électricité du réseau de transport, d'un réseau de transport local ou un réseau public de distribution, en qualité de propriétaire, selon le cas, d'une installation de production d'électricité, d'une installation de consommation, d'une installation de stockage d'énergie, d'un CDS ou d'un système HVDC, étant entendu qu'est considérée comme propriétaire, pour les seuls besoins du présent arrêté et des codes de réseau et lignes directrices européens, la personne qui dispose du droit de propriété ou, si un tiers avec lequel cette personne est en relation contractuelle dispose du droit de propriété, du droit d'utilisation de cette installation, de ce réseau ou de ce système ;53° utilisateur du/d'un CDS : personne physique ou morale qui injecte de l'électricité dans ou prélève de l'électricité du/d'un CDS ;54° utilisateur du réseau de transport : un utilisateur de système, dont l'unité de production d'électricité, l'installation de consommation, l'installation de stockage d'énergie, le réseau fermé industriel, le réseau fermé de distribution ou le système HVDC est raccordé au réseau de transport ;55° zone de réglage : la zone de contrôle visée à l'article 2, premier alinéa, point 6, du Règlement 543/2013 ;56° FCR : les réserves de stabilisation de la fréquence visées à l'article 3, paragraphe 2, point 6, des lignes directrices européennes SOGL ;57° FRR les réserves de restauration de la fréquence visées à l'article 3, paragraphe 2, point 7, des lignes directrices européennes SOGL ;58° consigne : la consigne visée à l'article 2, alinéa 2, point 25, du code de réseau européen RfG ;59° unité de production d'électricité : une unité de production d'électricité synchrone ou un parc non synchrone de générateurs, visé l'article 2, alinéa 2, point 5, du code de réseau européen RfG ;60° modernisation substantielle : la modernisation d'une installation ou le remplacement d'un équipement d'une étendue telle que le contrat de raccordement existant doit être révisée, ou qu'un nouveau contrat de raccordement est requise, conformément à l'article 4 du code de réseau européen RfG, à l'article 4 du code de réseau européen DCC et à l'article 4 du code de réseau européen HVDC ;61° installation de stockage d'énergie non-synchrone : une installation de stockage d'énergie, tel que définie dans la loi Electricité du 29 avril 1999, à l'exclusion d'une unité ou d'un ensemble d'unités produisant de l'électricité, et à condition que cette installation de stockage d'énergie soit connectée au réseau soit de manière non-synchrone, soit par une interface électronique de puissance, et qui est reliée par un seul point de raccordement à un réseau de transport, y compris un réseau industriel fermé, ou à un système HVDC. TITRE 2 - Champ d'application

Art. 2.Le présent arrêté ne s'applique pas : 1° aux utilisateurs de système raccordés à un réseau public de distribution ou au réseau de transport local, sauf en ce qui concerne les cas visés à l'article 4, § 5, alinéa 2 et aux utilisateurs de système raccordés à un CDS, sauf en ce qui concerne les cas visés à l'article 4, § 6 ;2° aux véhicules électriques ;3° aux unités de production d'électricité qui ont été installées en vue de fournir une alimentation de secours, fonctionnent en parallèle avec le réseau de transport pendant moins de cinq minutes par mois alors que le réseau est à l'état normal et ne fournissent aucun service auxiliaire ;4° aux installations de stockage d'énergie non-synchrone qui servent uniquement à l'alimentation de secours des utilisateurs du réseau de transport, à savoir celles qui ne fournissent aucun service auxiliaire et qui fonctionnent, en mode de décharge, en parallèle avec le réseau de transport moins de cinq minutes par mois alors que le réseau de transport est à l'état normal ; Le fonctionnement en parallèle du réseau de transport des unités de production d'électricité et des installations de stockage, visées aux 3° et 4°, pendant des opérations de maintenance ou des essais de mise en service n'est pas compté dans le calcul des cinq minutes. TITRE 3 - Tâches, missions et obligations générales du gestionnaire de réseau de transport

Art. 3.Le gestionnaire du réseau de transport accomplit les tâches qui lui sont confiées par le présent arrêté dans le cadre de ses missions légales, telles que fixées par la loi Electricité du 29 avril 1999.

Art. 4.§ 1er. Le gestionnaire du réseau de transport, en concertation avec les utilisateurs du réseau de transport, surveille la qualité et la fiabilité de l'approvisionnement à l'aide de moyens et de mesures appropriés et conformément aux dispositions du présent arrêté et/ou de la législation applicable. Cela permet de déterminer au moins les indices de qualité suivants : 1° la fréquence des interruptions ;2° la durée moyenne des interruptions ;3° la durée annuelle des coupures. § 2. Le gestionnaire du réseau de transport établit au moins une fois par an un rapport et le publie sur son website.

Ce rapport concerne : 1° la qualité et la fiabilité de l'approvisionnement dans le réseau de transport et dans la zone de réglage ;2° l'évaluation des résultats des tests périodiques visés à l'article 33. § 3. Le gestionnaire du réseau de transport prend les mesures qui s'imposent conformément à l'article 20 des lignes directrices européennes SOGL et visées à l'article 21, lorsque le réseau de transport est en état d'alerte, état d'urgence, état de panne généralisée ou en état de reconstitution ou risque de se trouver dans un des états susmentionnés. § 4. Le gestionnaire du réseau de transport tient le registre des équipements de mesure.

Si le registre des équipements de mesure est tenu sur un support informatique, le gestionnaire du réseau de transport prend les dispositions nécessaires pour conserver en sécurité au moins une copie non altérée sur un support identique et ce dans le respect des dispositions applicables en matière de protection des données à caractère personnel.

Le gestionnaire du réseau de transport assure la publication du registre des équipements de mesure . § 5. Sans préjudice de l'article 140, le gestionnaire du réseau de transport ne prend d'aucune manière part à la gestion opérationnelle du réseau public de distribution, et ne supporte aucune responsabilité à cet égard.

Le gestionnaire du réseau de transport n'a aucune relation contractuelle et/ou opérationnelle avec les utilisateurs de système raccordés aux réseaux publics de distribution sauf en ce qui concerne les relations qu'il aurait avec l'utilisateur de système raccordé au réseau public de distribution dans les cas mentionnés ci-après, et après concertation avec les gestionnaires du réseau public de distribution, le cas échéant conformément au code de bonne conduite : 1° lorsqu'ils lui fournissent des services auxiliaires, des services de gestion de la demande, des services de coordination et de gestion des congestions, ou lorsqu'ils mettent à disposition un volume de capacités de production et/ou de gestion de la demande dans le cadre de la réserve stratégique ou lorsqu'ils agissent en tant que fournisseur de capacité dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité conformément à la loi de l'Electricité du 29 avril 1999; et/ou 2° en application de certaines obligations opérationnelles ou d'obligations en lien avec les informations qui découlent des codes de réseau et lignes directrices européens ;et/ou 3° toute autre relation contractuelle avec ces utilisateurs de système raccordés au réseau public de distribution moyennant et après accord des gestionnaires de réseau public de distribution. § 6. Le gestionnaire du réseau de transport n'a aucune relation contractuelle et/ou opérationnelle avec les utilisateurs du CDS sauf, le cas échéant : 1° lorsqu'ils lui fournissent des services auxiliaires des services d'équilibrage, des services de gestion de la demande, des services de coordination et de gestion des congestions, des services concernant la participation au mécanisme de rémunération de capacité ou des services concernant la participation à la réserve stratégique conformément à la loi Electricité du 29 avril 1999;et/ou, 2° en application de certaines obligations opérationnelles ou d'obligations en lien avec les informations qui découlent des codes de réseau et lignes directrices européens ;et/ou 3° conformément à d'autres accords contractuels avec le gestionnaire du CDS ;4° ou conformément à d'autres accords découlant de la législation applicable.

Art. 5.Le gestionnaire du réseau de transport organise une plateforme de concertation en vue d'un dialogue permanent avec les différentes catégories d'utilisateurs de système et acteurs de marché actifs sur le marché belge de l'électricité, ou leurs représentants, à propos des problèmes spécifiques liés à la mise en oeuvre du présent arrêté.

Pour ce faire, il veille notamment à mettre en place des groupes de travail spécifiques, à y inviter les utilisateurs de système et acteurs de marché concernés, ou leurs représentants, et à communiquer au ministre les observations ou recommandations formelles qui en émanent.

Ces recommandations sont publiées sur le site web du gestionnaire du réseau de transport, ainsi que l'ensemble des travaux de la plateforme de dialogue.

Ces recommandations ne peuvent en aucun cas modifier ou remplacer une ou plusieurs des dispositions du présent arrêté.

La plateforme de dialogue fixe son agenda de travail et les règles de fonctionnement de ses groupes de travail et de son assemblée plénière, qui sont publiés sur le site web du gestionnaire du réseau de transport.

TITRE 4 - Compétences du ministre

Art. 6.Le ministre désigne un représentant de la Direction générale de l'Energie pour participer aux groupes de travail visés à l'article 5, alinéa 2. La CREG est invitée par le gestionnaire du réseau de transport en tant qu'observatrice aux réunions de ces groupes de travail. Le ministre peut demander au gestionnaire du réseau de transport, en concertation avec celui-ci et/ou la CREG, de porter un ou plusieurs points à l'attention de la plateforme de dialogue.

Le ministre approuve le plan de défense, le plan de reconstitution et le plan d'essais, conformément aux articles 29 à 32, et exerce les autres compétences qui y sont énumérées.

Le ministre, sur proposition du gestionnaire du réseau de transport et après consultation des utilisateurs du réseau de transport, conformément à ce qui est prévu à l'article 5, complète la liste des exigences techniques générales minimales et les paramètres de réglage visés à l'article 46, § 1er.

Le ministre est désigné comme l'autorité compétente en ce qui concerne la sécurité d'approvisionnement en électricité conformément à l'article 3 du Règlement (EU) n° 2019/941 et l'article 11, § 1er, alinéa 4, de la loi Electricité du 29 avril 1999. Afin de prévenir, d'atténuer et de remédier à une crise électrique nationale, le ministre met en oeuvre les tâches assignées à l'autorité compétente dans le règlement (UE) n° 2019/941. Le ministre peut déléguer à la Direction générale de l'Energie des tâches opérationnelles relatives au plan de préparation aux risques et à la gestion des risques, comme le prévoit le Règlement (EU) 2019/941.

TITRE 5 - Intervention de la CREG

Art. 7.Les exigences et modalités d'application visées aux livres 3 jusqu'à 9 du présent arrêté sont indiquées ou précisées pour chaque installation ou point de raccordement dans le cadre juridique pertinent, compte tenu des règles applicable fixées dans le code de bonne conduite.

La CREG contrôle la conformité des dispositions pertinentes, contenues dans le cadre juridique visé à l'alinéa 1er, avec les dispositions du présent arrêté et du code de bonne conduite, conformément à la procédure le cas échéant qui y est prévue et aux codes de réseau et lignes directrices européens.

Dans le cadre de l'évaluation par la CREG des demandes de dérogation visées à l'article 60 du code de réseau européen RfG, à l'article 50 du code de réseau européen DCC et à l'article 80 du code de réseau européen HVDC, la CREG transmet une copie de chaque demande de dérogation à la Direction générale de l'Energie dans les cinq jours ouvrables de la réception de celle-ci. La CREG lui transmet également une copie des éventuelles informations complémentaires qu'elle aurait demandées et reçues dans les cinq jours ouvrables de la réception de celles-ci. La Direction générale de l'Energie peut transmettre à la CREG un avis dans les trois mois de la réception de la copie de la demande de dérogation. Si les informations complémentaires sont reçues par la Direction générale de l'Energie avant l'expiration du délai de trois mois, le délai pour donner un avis à la CREG est prolongé d'un mois. Si les informations complémentaires sont reçues par la Direction générale de l'Energie après l'expiration de son délai de trois mois, elle dispose d'un nouveau délai d'un mois à compter de la réception de celles-ci pour compléter son avis.

La CREG est invitée à donner son avis et reçoit les notifications prévues par et conformément aux dispositions du présent arrêté et des codes de réseau et des lignes directrices européens.

TITRE 6 - Intervention de la Direction générale de l'Energie

Art. 8.§ 1er. La Direction générale de l'Energie reçoit du gestionnaire du réseau de transport ou de la CREG les formulaires, rapports, communications, notifications et informations conformément aux dispositions du présent arrêté et des codes de réseau et des lignes directrices européens. § 2. Lorsque le gestionnaire du réseau de transport effectue une notification à la CREG conformément au code de bonne conduite, la CREG transmet une copie pour avis à la Direction générale de l'Energie des critères soumis, conformément au code de bonne conduite, à l'approbation de la CREG et sur la base desquels le gestionnaire du réseau de transport détermine les pertes actives en réseau de transport à compenser. La Direction générale de l'Energie transmet son avis dans le mois à la CREG et au gestionnaire du réseau de transport.

En l'absence d'avis dans le délai imparti, la Direction générale de l'Energie est réputée avoir donné un avis favorable.

La CREG transmet pour information à la Direction générale Energie une copie du rapport annuel établi par le gestionnaire du réseau de transport conformément au code de bonne conduite concernant les pertes actives en réseau de transport. § 3. La Direction générale de l'Energie fournit également d'office ou à la demande de la CREG ou du gestionnaire du réseau de transport, les avis conformément aux dispositions du présent arrêté et des codes de réseau et des lignes directrices européens.

TITRE 7 - Formalités, notifications, confidentialité et transparence, communications et délais

Art. 9.§ 1. Sauf dispositions contraires dans le présent arrêté, chaque notification, dépôt ou communication visé au présent arrêté est effectué par écrit à la dernière adresse notifiée à cette fin par le destinataire. Dans l'hypothèse où une personne de contact a été désignée, les dépôts, communications ou notifications susmentionnés se font à l'attention de cette personne.

En cas de changement d'adresse ou de personne de contact, le destinataire dont l'adresse ou la personne de contact a changé notifie ce changement d'adresse et/ou de personne de contact à ses correspondants dans les plus brefs délais et veillent à faire modifier cette adresse ou la personne de contact dans les documents reprenant l'ancienne adresse ou personne de contact. § 2. Sauf dispositions contraires dans le présent arrêté, tout dépôt, communication ou notification relatifs à des informations portant sur des échanges d'électricité et la conduite du réseau de transport dans le cadre du présent arrêté s'effectue par le recours à des moyens électroniques d'échanges de données déterminés par le gestionnaire du réseau de transport.

Tout dépôt, communication ou notification à la CREG dans le cadre d'une compétence d'approbation de cette dernière, conformément à la législation applicable, à l'exception du code de bonne conduite ou le présent arrêté, a lieu par envoi recommandé avec accusé de réception ou par dépôt en main propre avec accusé de réception, adressé au comité de direction ou d'une autre manière convenue expressément par écrit avec la CREG. Une copie est adressée de la même manière à la Direction générale de l'Energie lorsque celle-ci dispose d'une compétence d'avis conformément à la législation applicable et/ou le présent arrêté. § 3. La date de notification est déterminée conformément à l'article 1.5 du Code civil.

Sauf dispositions contraires dans la législation applicable ou le présent arrêté, les délais mentionnés au présent arrêté se comptent de minuit à minuit. Ils commencent à courir le premier jour ouvrable qui suit le jour de l'acte ou de l'événement qui y donne cours. Le jour de l'échéance est compris dans le délai. Toutefois, si ce jour tombe un samedi, un dimanche ou un jour férié, le jour de l'échéance est reporté au jour ouvrable suivant.

A défaut d'un délai légal, le gestionnaire du réseau de transport, ainsi que toutes autres personnes visées par une obligation de communiquer des informations ou données dans le présent arrêté ou la législation applicable, à l'exception du code de bonne conduite, s'efforcent de communiquer celles-ci dans les meilleurs délais, et ce dans le respect de leurs obligations en matière de confidentialité.

Art. 10.§ 1er. Lorsque le gestionnaire du réseau de transport est responsable de la publicité, y compris la publication de certaines informations et/ou données, il assure cette publicité dans le respect des conditions, modalités et formalités prévues par le présent arrêté ou la législation applicable. § 2. Sans préjudice des dispositions du présent arrêté relatives à la non-divulgation d'informations et de données confidentielles ou commercialement sensibles dont il a connaissance en vertu du présent arrêté et/ou de la législation applicable et sans préjudice des tâches et des compétences régulatoires conférées à la CREG par la loi Electricité du 29 avril 1999 ou par les codes de réseau et les lignes directrices européens, le gestionnaire du réseau de transport fait les annonces relatives aux sujets prévus par le présent arrêté conformément à l'article 11, § 1er, alinéa 2, 7°, de la loi Electricité du 29 avril 1999, sur un serveur accessible par Internet ou tout autre support spécifié dans le présent arrêté et/ou la législation applicable. § 3. Le gestionnaire du réseau de transport, ainsi que toutes autres personnes visées par une obligation de communiquer des informations et/ou données dans le présent arrêté et/ou la législation applicable veillent à prendre les mesures nécessaires pour assurer et promouvoir une disponibilité et une fiabilité appropriée de celles-ci, notamment le cas échéant en les mettant à jour. § 4. A défaut de règles, exigences, modalités et principes qui concernent la communication et/ou l'échange des informations et/ou données visées par le présent arrêté et/ou la législation applicable, définies dans ou en vertu de la législation applicable et/ou le présent arrêté, le gestionnaire du réseau de transport établit ces règles, exigences, modalités et principes. Le gestionnaire du réseau de transport se concertera à ce sujet de manière régulière avec les parties concernées dans le cadre de la concertation organisée conformément à l'article 5.

Le gestionnaire du réseau de transport prend les mesures techniques, ICT, physiques et organisationnelles nécessaires, le cas échéant en application de la législation applicable, pour assurer la sécurité des réseaux et systèmes d'information dont il fait usage dans le cadre de ses activités visées au présent arrêté pour notamment prévenir et gérer les risques et/ou incidents qui menacent de tels réseaux et systèmes.

LIVRE 2 - PRESCRIPTIONS CONCERNANT LES SERVICES AUXILIAIRES A METTRE EN PLACE PAR LE GESTIONNAIRE DU RESEAU DE TRANSPORT TITRE 1er - Liste des services auxiliaires

Art. 11.Le gestionnaire du réseau de transport met en place les services auxiliaires suivants : 1° les services d'équilibrage : a) FCR ;b) FRR ;2° le réglage de la tension et de la puissance réactive tel que défini dans l'article 3, paragraphe 2, point 21, des lignes directrices européennes SOGL;3° le service de black-start ;4° tout autre éventuel service auxiliaire appartenant ou non à l'une des catégories des 1° à 3°, comme les services de défense, pouvant être développé par le gestionnaire du réseau de transport conformément aux dispositions pertinentes des codes de réseau et lignes directrices européens, du présent arrêté et/ou du code de bonne conduite, soit dans le cadre d'une harmonisation des services auxiliaires au niveau européen ou national, soit dans le cadre d'un besoin constaté par le gestionnaire du réseau de transport en vue de garantir la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau. TITRE 2 - Plan de reconstitution

Art. 12.Sans préjudice du plan de reconstitution visé à l'article 23 du code de réseau européen E&R, le gestionnaire du réseau de transport détermine les différents moyens destinés à fournir un service de reconstitution du réseau après un effondrement de celui-ci.

Art. 13.Sans préjudice de l'article 32, § 1er, alinéa 6, l'éventuelle coordination nécessaire avec le gestionnaire du réseau de distribution concerné ou le gestionnaire du CDS, conformément à l'article 25, paragraphe 1er, du code de réseau européen E&R, est décrite dans le plan de reconstitution.

Art. 14.Sans préjudice de l'article 23 du code de réseau européen E&R, le plan de reconstitution comprend la méthodologie permettant de déterminer la nécessité des services de reconstitution, le choix des types de services de reconstitution nécessaires et le volume de chaque service de reconstitution nécessaire. Le potentiel des sources d'énergie insulaires et le potentiel des sources d'énergie pour l'alimentation électrique de secours doivent être pris en compte.

TITRE 3 - Plan de défense du réseau

Art. 15.Sans préjudice du plan de défense du réseau visé à l'article 11 du code de réseau européen E&R, le gestionnaire du réseau de transport détermine la nécessite et, le cas échéant, les différents moyens destinés à fournir un service de défense du réseau.

Art. 16.La coordination éventuelle nécessaire avec le gestionnaire de réseau de distribution ou le gestionnaire du CDS concerné, conformément à l'article 13, paragraphe 1er, du code de réseau européen E&R, est quant à elle décrite dans le plan de défense du réseau.

Art. 17.Sans préjudice de l'article 11 du code de réseau européen E&R, le plan de protection de défense du réseau comprend la méthodologie permettant de déterminer le besoin de services de protection, le choix des types de services de protection nécessaires et le volume de chaque service de protection nécessaire.

LIVRE 3 - PRESCRIPTIONS ET MESURES CONCERNANT LA SECURITE ET L'ACCES AUX INSTALLATION TITRE 1er - Prescriptions concernant la sécurité des personnes

Art. 18.Les dispositions légales et réglementaires belges en matière de sécurité des personnes et des biens, et en particulier le RGPT et le RGIE, le Code pour le bien-être au travail ainsi que les normes NBN EN 50110-1 et NBN EN 50110-2 et les normes et standards européens et/ou harmonisés directement applicables en ces matières et leurs éventuels amendements ultérieurs sont d'application par toute personne intervenant sur le réseau de transport, sur les infrastructures y afférentes, et/ou les installations, dont le gestionnaire du réseau de transport, l'utilisateur du réseau de transport et leur personnel respectif, y compris leurs entrepreneurs, sous-traitants et fournisseurs.

TITRE 2 - Accès à l'infrastructure du réseau de transport et aux installations de raccordement gérées par le gestionnaire du réseau de transport

Art. 19.Sauf si le présent arrêté et/ou la législation applicable en dispose(nt) autrement, l'accès à tout bien meuble ou immeuble géré par le gestionnaire du réseau de transport se fait, en tout temps, conformément aux procédures d'accès et de sécurité du gestionnaire du réseau de transport et moyennant l'accord explicite préalable de celui-ci.

Lorsque l'infrastructure du réseau de transport et les installations de raccordement gérées par le gestionnaire du réseau de transport se trouvent sur le site de l'utilisateur de réseau de transport, le gestionnaire du réseau de transport, ses entrepreneurs, ses sous-traitants et fournisseurs appliquent également les procédures d'accès et de sécurité de l'utilisateur du réseau de transport pour l'accès à ce site dans la mesure où ces procédures d'accès ne portent pas préjudice à l'exécution du présent arrêté.

TITRE 3 - Accès aux installations de l'utilisateur du réseau de transport et de l'utilisateur de système

Art. 20.§ 1er. Sous réserve d'autres règles et/ou modalités prévues par les codes de réseau et lignes directrices européens, le gestionnaire du réseau de transport a accès, en sa qualité de gestionnaire de réseau compétent et le cas échéant en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent, sans risques ou contraintes exagérés dans un délai raisonnable, aux installations de l'utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, de tout autre utilisateur de système, pour y effectuer ou faire effectuer, le cas échéant en coordination avec le gestionnaire de réseau compétent des inspections et des essais ou pour y organiser des essais et/ou pour y effectuer, faire effectuer ou organiser d'autres mesures et/ou formalités visant à en contrôler la conformité au présent arrêté et/ou à la législation applicable.

Cet accès se fera en présence d'un représentant de l'utilisateur du réseau de transport ou de l'utilisateur de système concerné.

L'utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, l'utilisateur de système ne peuvent pas refuser l'accès au gestionnaire du réseau de transport sur la base d'engagements contractuels avec des tiers relatifs aux installations.

Par ailleurs, le gestionnaire du réseau de transport, l'utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, l'utilisateur de système concerné, se tiennent à disposition l'un de l'autre afin de s'informer des risques liés à leur présence ou à celle de leur représentant en cas des essais, mesures et/ou formalités sont exécutés. § 2. Dans les circonstances visées au paragraphe 1er, et sauf indications contraires dans le présent arrêté et/ou dans la législation applicable, le gestionnaire du réseau de transport respecte les prescrits relatifs à la sécurité des personnes et des biens qui sont appliqués par l'utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, de tout autre utilisateur de système. A cette fin et préalablement à l'exécution de ces inspections, essais ou autres formalités et/ou mesures, l'utilisateur du réseau de transport et/ou, le cas échéant, l'utilisateur de système par lequel un accès est garanti au gestionnaire du réseau de transport est tenu d'informer ce dernier par écrit des prescrits, y compris des procédures, applicables et de lui en donner copie.

L'utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, l'utilisateur de système ne peut imposer d'exigences plus strictes en matière de sécurité au gestionnaire du réseau de transport qu'à son propre personnel, sauf si le défaut de suivi de ces exigences constitue un danger imminent pour la sécurité et la santé du personnel du gestionnaire du réseau de transport et/ou le personnel de ses entrepreneurs, sous-traitants ou fournisseurs.

Lorsqu'un utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, un utilisateur de système estime que le personnel du gestionnaire du réseau de transport ou de ses entrepreneurs, sous-traitants ou fournisseurs doit utiliser, lors de l'exercice de ses missions, des moyens de protection personnels qui trouvent leur unique raison dans les activités de l'utilisateur du réseau de transport ou de l'utilisateur de système, ce dernier met de façon aisée à disposition du personnel intervenant du gestionnaire du réseau de transport ou de ses entrepreneurs, sous-traitants ou fournisseurs et prévoit les instructions nécessaires en vue de leur utilisation correcte. Cette mise à disposition ne peut donner lieu à une intervention financière gestionnaire du réseau de transport, ou de ses entrepreneurs, sous-traitants ou fournisseurs envers l'utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, l'utilisateur de système. § 3. A défaut de l'information visée au paragraphe 2, alinéa 1er, le gestionnaire du réseau de transport applique, lorsqu'il effectue des inspections, essais ou autres formalités et/ou mesures sur les installations d'un utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, d'un utilisateur de système par lequel un accès lui est garanti, ses propres règles en matière de sécurité des personnes et des biens. § 4. Lorsque la sécurité ou la fiabilité technique du réseau de transport l'impose, le gestionnaire du réseau de transport est en droit de mettre l'utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, l'utilisateur de système par lequel un accès lui est garanti en vertu de cet arrêté et/ou de la législation applicable, en demeure d'effectuer, dans le délai fixé par la notification écrite de mise en demeure, les travaux nécessaires tels que précisés dans la mise en demeure. En cas de non-exécution de ces travaux dans le délai fixé par la mise en demeure, le gestionnaire du réseau de transport est, après une ultime mise en demeure avec copie à la CREG, en droit d'effectuer les travaux nécessaires décrits dans la mise en demeure pour assurer la sécurité et la fiabilité du réseau. Les frais des travaux sont à charge de l'utilisateur du réseau de transport sauf s'il démontre qu'ils sont dus à des manquements du gestionnaire du réseau de transport ou, le cas échéant, d'un autre utilisateur du système. Dans ce cas, les dispositions visées aux paragraphes 2 et 3 sont applicables en matière de sécurité des personnes et des biens.

TITRE 4 - Actions du gestionnaire du réseau de transport en cas de danger pour les personnes ou de dommages matériels ou lorsque son réseau se trouve en état d'alerte, en état d'urgence, en état de black-out ou en état de reconstitution

Art. 21.Sans préjudice de l'état dans lequel le réseau de transport est classé conformément à l'article 18 des lignes directrices européennes SOGL et, le cas échéant, l'activation d'actions correctives visées à l'article 20 des lignes directrices européennes SOGL, d'actions du plan de défense du réseau ou d'actions du plan de reconstitution ou d'actions du plan de préparation aux risques, le gestionnaire du réseau de transport prend toutes les actions qu'il juge appropriée afin d'empêcher ou remédier à un danger pour l'intégrité physique de personnes ou des dommages matériels résultant d'une situation dont il a connaissance, ou qui est portée à sa connaissance par un autre gestionnaire de réseau, un utilisateur de système, tout autre acteur de marché concerné ou un tiers concerné.

Lorsque le gestionnaire du réseau de transport procède à l'activation d'action correctives en état d'alerte, du plan de défense du réseau ou de reconstitution, il notifie les actions qu'il prend à la CREG dans les meilleurs délais et établit un rapport contenant une explication détaillée des motifs, de la mise en oeuvre et de l'effet de ces actions. Ce rapport est transmis dans les trente jours à la CREG, au ministre et à la Direction générale de l'Energie pour information ainsi que, le cas échéant, aux différentes parties prenantes tel que prévu et sans préjudice des dispositions prévues aux articles 14, 18, 20 et 22 du code de réseau européen E&R. La CREG transmet au ministre et au gestionnaire du réseau de transport un rapport d'évaluation, comprenant d'éventuelles recommandations pour améliorer le plan de défense du réseau ou le plan de reconstitution sur les actions prises par le gestionnaire du réseau de transport en application du présent article.

LIVRE 4 - PREPARATION DE SCHEMAS ELECTRIQUES

Art. 22.Sans préjudice des exigences applicables du RGIE, les schémas électriques à établir satisfont aux exigences d'exploitation suivantes.

Les schémas électriques sont de type unifilaire suivant un format A4 ou A3.

Tous les équipements et installations à haute tension sont indiqués sur les schémas électriques en adoptant la symbolique IEC série 617 ou par toute autre symbolique que notifie le gestionnaire du réseau de transport.

Un schéma reprend la situation normale d'exploitation du site. Le schéma d'exploitation normale indique la position des engins de coupure.

Art. 23.§ 1er. Les équipements suivants doivent être repris sur le schéma d'exploitation normale : 1 ° les jeux de barres ; 2° les disjoncteurs ;3° les sectionneurs barres, lignes, câbles, de mise à la terre ;4° les organes de coupure en charge ;5° les générateurs ;6° les transformateurs de puissance, y compris leur mode de raccordement éventuel à la terre, et le raccordement des enroulements auxiliaires ;7° les batteries de condensateurs ;8° les bobines d'induction ;9° les compensateurs statiques (SVC) ;10° les transformateurs de courant (TI) ;11° les transformateurs de potentiel (TP) ;et 12° les limiteurs de surtension. § 2. Dans la mesure du possible, il est tenu compte de la situation géographique des engins dans l'établissement des schémas unifilaires.

Cependant leur disposition réelle dans les travées doit être respectée. § 3. La cartouche comprend notamment une place réservée au numéro du schéma, à l'indice de révision et à la date.

LIVRE 5 - EXIGENCES RELATIVES A LA GESTION ET L'EXPLOITATION DU RESEAU DE TRANSPORT TITRE 1er - Dispositions générales

Art. 24.Les interventions et manoeuvres de l'utilisateur du réseau de transport qui influencent la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau ne peuvent être effectuées sans l'accord préalable du gestionnaire du réseau de transport.

Au cas où le gestionnaire du réseau de transport refuse de marquer son accord, il notifie son refus motivé à l'utilisateur du réseau de transport.

Art. 25.Un échange de données sur la position des engins et les mesures de la puissance active et réactive a lieu en temps réel et en permanence entre le gestionnaire du réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport selon les modalités définies dans le cadre juridique pertinent.

Art. 26.L'utilisateur du réseau de transport communique sans délai au gestionnaire du réseau de transport toute information concernant le fonctionnement anormal de ses installations qui peut influencer immédiatement ou à terme la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau. Il fournit sans délai tout complément d'information demandé par le gestionnaire du réseau de transport sans préjudice des dispositions de l'article 40 du code de réseau européen E&R.

Art. 27.Le gestionnaire du réseau de transport communique sans délais, et sous réserve de confidentialité conformément à l'articles 9, alinéa 6 et à l'article 10, aux utilisateurs du réseau de transport concernés, l'information pertinente dont il a connaissance et relative à un fonctionnement anormal du réseau eu égard à la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau sans préjudice des dispositions de l'article 40 du code de réseau européen E&R.

Art. 28.Le gestionnaire de réseau de transport peut déroger aux règles fixées dans le présent arrêté ou en application de celui-ci lorsqu'il prend des mesures pour prévenir l'extension d'une perturbation, pour prévenir un fonctionnement anormal ou pour prévenir une situation critique en ce qui concerne les installations de l'utilisateur du réseau de transport, dans la mesure où les mesures prises sont proportionnées et nécessaires.

TITRE 2 - Plan de défense du réseau, plan de reconstitution et plan d'essais CHAPITRE 1er. - Dispositions générales

Art. 29.§ 1er. Sur proposition du gestionnaire du réseau de transport et après avis de la CREG, le ministre approuve les propositions visées à l'article 4, paragraphe 2, c) et g), du code de réseau européen E&R. § 2. Conformément à l'article 4, paragraphe 2, d), du code de réseau européen E&R, le gestionnaire du réseau de transport soumet au ministre, avant le 1er novembre de chaque année, une proposition pour approbation contenant une liste des utilisateurs de système importants hautement prioritaires. Le ministre se prononce sur la liste présentée dans un délai d'un mois à compter du jour de réception de cette liste.

Pour l'établissement de la liste visée à l'alinéa 1er, la Direction générale de l'Energie fournit les données nécessaires, qui sont complétées par le gestionnaire du réseau de transport. A cette fin, la Direction générale de l'Energie consulte au moins : 1° le Service public fédéral Intérieur ;2° le Service public fédéral Santé publique, Sécurité de la Chaîne alimentaire et Environnement;3° les gestionnaires des réseaux de distribution. Les entités visées à l'alinéa 2, 1° et 2°, coopèrent avec la Direction générale de l'Energie pour identifier les utilisateurs de système importants hautement prioritaires visés à l'alinéa 1er et placés sous leur contrôle.

Les entités visées au deuxième alinéa, 3°, coopèrent avec la Direction générale de l'Energie pour identifier les utilisateurs de système importants hautement prioritaires visés à l'alinéa 1er et connectés à leur réseau de distribution, conformément au code de réseau européen E&R et aux réglementations applicables de l'autorité de régulation régionale concernée.

Art. 30.Dans le cadre de la concertation et des approbations visées aux articles 29, 31 et 32, le gestionnaire du réseau de transport fournit toutes les informations demandées par le ministre, par la Direction générale de l'Energie ou par le CREG. CHAPITRE 2. - Plan de défense du réseau

Art. 31.§ 1er. Sans préjudice de l'article 11, alinéa 1er, du code de réseau européen E&R, en tenant compte des délais visées à l'article 50 du code de réseau européen E&R et de la durée de validité de la dernière approbation, le gestionnaire du réseau de transport transmet au ministre, après consultation de la CREG et de la Direction générale de l'Energie, une proposition de plan de défense du réseau.

Après avis de la CREG et en concertation avec le ministre qui a l'Economie dans ses attributions, le ministre approuve la proposition de plan de défense du réseau visée à l'alinéa 1er ainsi que ses modifications, ou le ministre demande au gestionnaire du réseau de transport de soumettre une nouvelle proposition adaptée pour approbation. Nonobstant ce qui précède, la proposition visée à l'article 4, paragraphe 2, d), du code de réseau européen E&R est approuvée par le ministre conformément à la procédure prévue à l'article 29, § 2. § 2. Sans préjudice des obligations qui sont d'application aux nouvelles unités de production d'électricité conformément au code de réseau européen RfG, les unités de production d'électricité existantes, visées à l'article 36, d'une puissance active maximale supérieure ou égale à 25 MW, sont techniquement capables, à la première demande du gestionnaire du réseau de transport, de fournir la puissance active et réactive avec le réseau selon une consigne déterminée par le gestionnaire du réseau de transport. § 3. Les références faites dans d'autres textes législatifs et réglementaires au « code de sauvegarde » s'entendent comme faites au plan de défense du réseau. § 4. Sur proposition du gestionnaire du réseau de transport et après avis de la CREG et en concertation avec le ministre qui a l'Economie dans ses attributions, le ministre arrête le plan de délestage.

A l'exception des éléments réglementés dans le plan de défense du réseau et dans le plan de reconstitution conformément au code de réseau européen E&R, y inclus les procédures de déconnexion manuelles et automatiques, les mesures adoptées dans le cadre du plan de délestage peuvent inclure les éléments suivants tant qu'aucun plan de préparation aux risques visé par le règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l'électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE, y inclus la procédure explicite de déconnexion manuelle de la demande, n'est entré en vigueur : 1° l'obligation pour le gestionnaire du réseau de transport : a) d'interrompre tout ou partie des raccordements aux réseaux ;b) d'interrompre ou de modifier les interconnexions et avec les autres réseaux dans la zone de réglage ;2° l'obligation pour les consommateurs ou pour certaines catégories d'entre eux, dans l'ensemble du pays ou dans certaines parties de celui-ci, de réduire dans des limites déterminées, l'électricité qu'ils prélèvent au réseau ;3° l'interdiction d'utiliser de l'électricité à certaines fins. Les mesures d'interruption des connexions aux réseaux peuvent être activées soit par des interventions des gestionnaires de réseau, soit par des installations automatiques fonctionnant notamment sur base de la fréquence mesurée dans la zone de réglage ou d'une autre grandeur physique.

Les modalités de communication entre le gestionnaire du réseau de transport et les ministres concernés pour l'application du plan de délestage sont déterminées par arrêté ministériel. § 5. Les mesures visées au paragraphe 4 sont appliquées, soit dans l'ensemble du pays, soit dans une partie de celui-ci suivant les critères suivants : 1° le degré d'influence des mesures prises ;2° la localisation du problème ;3° le degré de prévention et préservation ;4° le maintien autant que faire se peut de l'intégrité du réseau. § 6. Les modalités pour l'exécution du plan de délestage, visé au paragraphe 4, sont exécutées en coopération avec les gestionnaires des réseaux publics de distribution, des réseaux de transport local et de CDS et tiennent compte, en ce qui concerne les besoins primordiaux de la nation en énergie électrique, des raccordements prioritaires aux réseaux suivants autant que possible, classés en ordre décroissant de priorité : 1° les systèmes techniques auxiliaires nécessaires pour le fonctionnement vital des réseaux du gestionnaire du réseau de transport, des réseaux des gestionnaires des réseaux de transport locaux, des gestionnaires des réseaux publics de distribution et des gestionnaires des CDS ;2° les hôpitaux visés à l'article 2 de la loi coordonnée du 10 juillet 2008 sur les hôpitaux et autres établissements de soins ;3° centrales de gestion des appels d'urgence 100, 101 et 112 sur la base de l'article 2, alinéa 1er, 61°, de la loi du 13 juin 2005Documents pertinents retrouvés type loi prom. 13/06/2005 pub. 20/06/2005 numac 2005011238 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi relative aux communications électroniques fermer relative aux communications électroniques, le Centre gouvernemental de Coordination et de Crise visé par l'arrêté royal du 18 avril 1988 portant création du Centre gouvernemental de Coordination et de Crise et les comités de coordination des gouverneurs visés à l'article 32, § 3, de l'arrêté royal du 22 mai 2019 relatif à la planification d'urgence et la gestion de situations d'urgence à l'échelon communal et provincial et au rôle des bourgmestres et des gouverneurs de province en cas d'événements et de situations de crise nécessitant une coordination ou une gestion à l'échelon national. En cas d'interruption de tout ou partie des raccordements prioritaires aux réseaux selon le plan de délestage, pour autant que ce soit possible, le gestionnaire du réseau de transport et les gestionnaires concernés des réseaux de transport local et des réseaux publics de distribution liés assurent qu'il y a une réalimentation des raccordements prioritaires aux réseaux.

Sans préjudice des 1°, 2° et 3° de l'alinéa 1er, et sur proposition de la cellule de gestion visée dans l'arrêté royal du 31 janvier 2003 portant fixation du plan d'urgence pour les événements et situations de crise nécessitant une coordination ou une gestion à l'échelon national, les ministres ayant l'Economie et l'Energie dans leurs attributions peuvent, en concertation avec le gestionnaire du réseau de transport et les gestionnaires des réseaux publics de distribution concernés, déterminer des connexions additionnelles aux réseaux, à réalimenter pour des raisons économiques, des raisons de sécurité et d'ordre public, raisons de santé publique, ou pour des raisons de gestion et de rétablissement des réseaux. § 7. Le ministre fixe les modalités relatives à l'avertissement des mesures de restriction visées au paragraphe 4 recommandées par le gestionnaire du réseau de transport, sans toutefois que les délais exigés par cette publication puissent suspendre ou retarder l'application des mesures. CHAPITRE 3. - Plan de reconstitution

Art. 32.§ 1er. Sans préjudice de l'article 23, paragraphe 1er, du code de réseau européen E&R, le gestionnaire du réseau de transport transmet au ministre, en tenant compte des délais visées à l'article 51 du code de réseau européen E&R et de la durée de validité de la dernière approbation, après consultation de la CREG et de la Direction générale de l'Energie, une proposition de plan de reconstitution.

Après avis de la CREG et de la Direction générale Centre de Crise du Service public fédéral Intérieur et en concertation avec les ministres qui ont l'Economie et l'Intérieur dans leurs attributions, le ministre approuve la proposition de plan de reconstitution visée à l'alinéa 1er ainsi que ses modifications en tout ou en partie ou le ministre demande en cas d'approbation partiel ou de rejet, au gestionnaire du réseau de transport de soumettre une nouvelle proposition adaptée pour approbation. Nonobstant ce qui précède, la proposition visée à l'article 4, paragraphe 2, d), du code de réseau européen E&R est approuvée par le ministre conformément à la procédure prévue à l'article 29, § 2.

Sans préjudice des obligations qui sont d'application aux nouvelles unités conformément au code de réseau européen RfG, au code de réseau européen DCC et au code de réseau européen HVDC, les unités de production d'électricité existantes d'une puissance active maximale supérieure ou égale à 25 MW, les réseaux publics de distribution existants, les réseaux de transport local et les systèmes HVDC existants raccordés au réseau de transport, qui sont tous considérées comme existantes conformément à l'article 36, sont techniquement capables, à la première demande du gestionnaire du réseau de transport, d'échanger la puissance active et réactive avec le réseau, selon une consigne déterminée par le gestionnaire du réseau de transport.

Les gestionnaires des installations de consommation existantes raccordées au réseau de transport, visées à l'article 36, désignent une personne de contact disponible lorsque le système est en état de reconstitution tel que défini à l'article 18, paragraphe 5, des lignes directrices européennes SOGL. Cette personne de contact effectue les mesures suivantes : 1° informer le gestionnaire du réseau de transport, à sa demande, de l'état de ses installations et des possibilités de reprise de la charge ;2° compte tenu de cette information, faire remonter progressivement sa consommation, selon les instructions du gestionnaire du réseau de transport. Les gestionnaires des réseaux fermés industriels existants et les réseaux fermés de distribution existants raccordés au réseau de transport, visés à l'article 36, désignent une personne de contact disponible lorsque le système est en état de reconstitution tel que défini à l'article 18, paragraphe 5, des lignes directrices européennes SOGL. Cette personne de contact effectue les mesures suivantes : 1° informer le gestionnaire du réseau de transport, à sa demande, de l'état de son CDS, des possibilités de rétablir la tension des sous-tensions de son CDS pour des utilisateurs du CDS spécifiques et le cas échéant, l'état/la disponibilité des services de reconstitution et la disponibilité éventuelle d'autres ressources en fonction de la reconstitution ;2° assurer le suivi des indications fournies par les centres de contrôle régionaux du gestionnaire du réseau de transport quant à la quantité de puissance active et réactive échangée avec le réseau de transport via le point de raccordement. Si un fournisseur de services de reconstitution raccordé à un CDS exécute ses services de reconstitution, le gestionnaire du CDS raccordé au réseau de transport se coordonne en temps réel avec le fournisseur de services de reconstitution et le gestionnaire du réseau de transport. § 2. Les références faites dans d'autres textes législatifs et réglementaires au code de reconstitution s'entendent comme faites au plan de reconstitution.

TITRE 3 - Simulations et essais périodiques

Art. 33.L'évaluation du plan de défense du réseau et du plan de reconstitution visés aux articles 50 et 51 du code de réseau européen E&R est effectué par le gestionnaire du réseau de transport en consultation avec les parties concernées et aux frais du gestionnaire du réseau de transport.

TITRE 4 - Unités de production combinée de chaleur et d'électricité et installations de production d'électricités qui utilisent des sources d'énergie renouvelables

Art. 34.Sauf disposition contraire dans la législation applicable, le gestionnaire du réseau de transport donne, conformément à l'article 11, § 1er, alinéa 2, 3°, de la loi Electricité du 29 avril 1999, la priorité aux unités de production d'électricité qui utilisent des sources d'énergie renouvelables et aux unités de production combinée de chaleur et d'électricité, en tenant compte de la sécurité d'approvisionnement.

LIVRE 6 - TYPOLOGIE DES INSTALLATIONS, CRITERES DE SECURITE ET EXIGENCES TECHNIQUES AVEC DES EXIGENCES MINIMALES TITRE 1er - Typologie des installations

Art. 35.§ 1er. Le présent livre fixe les critères de sécurité techniques et les prescriptions techniques avec des exigences minimales en ce qui concerne la conception technique et l'exploitation et les exigences d'application générale pour tous les utilisateurs du réseau de transport.

Les exigences visées à l'alinéa 1er sont déterminées et appliquées de manière à contribuer : 1° la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau de transport ou des installations d'un autre utilisateur du réseau de transport ;ou 2° la qualité de tension du réseau de transport ;ou 3° la fourniture qualitative des services de gestion de la demande, des services auxiliaires, des services de coordination et de gestion de la congestion, des réserves stratégiques et la mise à disposition qualitative de capacité dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité au gestionnaire du réseau de transport et au gestionnaire du réseau de distribution. § 2. Les critères de sécurité technique et les prescriptions techniques avec des exigences minimales et des exigences d'application générale applicables aux unités de production d'électricité sont déterminés en fonction des catégories suivantes : 1° les unités de production d'électricité en général ;2° les unités de production d'électricité synchrones ;3° les parcs non-synchrones de générateurs ;4° les parcs non-synchrones de générateurs en mer ;5° les parcs non-synchrones de générateurs raccordés en courant continu. Chaque parc non-synchrone de générateurs est considéré, pour l'application des règles du présent arrêté, comme englobant toujours l'ensemble des générateurs connectés au réseau de transport par un point de raccordement unique.

Conformément à l'article 5, paragraphes 2 et 3, du code de réseau européen RfG, les unités de production d'électricité visées à l'alinéa 1er sont classées en types A, B, C et D, sur base des critères de seuils suivants: 1° pour les unités de production d'électricité de type A : a) le point de raccordement est situé en dessous de 110 kV ;et b) la puissance maximale est comprise entre 0,8 kW inclus et 1 MW non inclus ;2° pour les unités de production d'électricité de type B : a) le point de raccordement est situé en dessous de 110 kV et b) la puissance maximale est comprise entre 1 MW inclus et 25 MW non inclus ;3° pour les unités de production d'électricité de type C : a) le point de raccordement est situé en dessous de 110 kV ;et b) la puissance maximale est comprise entre 25 MW inclus et 75 MW non inclus ;4° pour les unités de production d'électricité de type D : a) lorsque le point de raccordement est situé en dessous de 110 kV, si la puissance maximale est supérieure ou égale à 75 MW ;ou b) lorsque le point de raccordement est situé à 110 kV ou au-dessus, indépendamment de sa puissance maximale. § 3. Les critères de sécurité technique et les prescriptions techniques avec des exigences minimales et des exigences d'application générale applicables aux installations autres que les unités de production d'électricité visées au paragraphe 2 et autres que les installations de stockage d'énergie non-synchrone visés au paragraphe 4, sont classées selon les catégories suivantes, sur la base notamment de l'article 3, paragraphe 1er, du code de réseau européen DCC : 1° les installations de consommation raccordées au réseau de transport ;2° les installations d'un réseau public de distribution qui sont raccordées au réseau de transport ;3° les réseaux publics de distribution ;4° les réseaux fermés industriels et les réseaux fermés de distribution, raccordés au réseau de transport ;5° les unités de consommation utilisées par une installation de consommation ou par un CDS pour fournir des services de participation active de la demande aux gestionnaires de réseau compétents et au gestionnaire du réseau de transport ;6° le réseau de transport local. § 4. Les critères de sécurité technique et les prescriptions techniques avec des exigences minimales applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone sont classés en types A, B, C ou D selon les seuils suivants : 1° type A : la puissance active maximale est comprise entre 0,8 kW inclus et 1 MW non inclus ;2° type B : la puissance active maximale est comprise entre 1 MW inclus et 25 MW non inclus ;3° type C : la puissance active maximale est comprise entre 25 MW inclus et 75 MW non inclus ;4° type D : la puissance active maximale est supérieure ou égale à 75 MW. Pour l'application du présent livre, la puissance active maximale d'une installation de stockage d'énergie non-synchrone est la puissance active maximale que l'installation de stockage d'énergie non-synchrone est techniquement capable de délivrer ou d'absorber au point de raccordement avec le réseau de transport.

TITRE 2 - Critères permettant de considérer des installations existantes ou nouvelles

Art. 36.§ 1er. L'installation d'un utilisateur du réseau de transport, les unités de pompage-turbinage y inclues, est considérée, dans le cadre du présent arrêté, comme existante conformément à l'article 4, paragraphe 2, a) et b), des codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC respectivement.

L'installation d'un utilisateur du réseau de transport qui n'est pas considérée comme existante conformément à l'article 4, paragraphe 2, a) et b), des codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC respectivement, est considérée, dans le cadre du présent arrêté, comme une installation nouvelle. § 2. Une installation de stockage d'énergie non-synchrone visé à l'article 35, § 4 est considérée comme existant si elle est déjà raccordée au réseau de transport à la date du 27 avril 2019. Dans le cas contraire, elle est considérée comme nouveau.

TITRE 3 - Normes, critères de sécurité techniques et prescriptions techniques avec des exigences minimales pour toutes les installations raccordées au réseau de transport CHAPITRE 1er. - Dispositions générales

Art. 37.§ 1er. Le présent titre établit les exigences applicables à toute installation et tout raccordement au réseau de transport, que ceux-ci soient considérés comme existant ou nouveau en application des codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC ou conformément à l'article 36, § 2. § 2. Sous réserve du paragraphe 3 et de règles particulières spécifiées dans le présent livre, les exigences spécifiques concernant le point de connexion sont toujours fournies dans le cadre des exigences techniques. § 3. Les exigences techniques de raccordement pour les systèmes HVDC s'appliquent aux points de raccordement en courant alternatif de ces systèmes conformément à l'article 3, paragraphe 4, du code de réseau européen HVDC, sauf exceptions prévues à ce même article.

Les exigences techniques de raccordement pour les parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu et pour les stations de conversion HVDC à l'extrémité isolée s'appliquent au point d'interface HVDC conformément à l'article 3, paragraphe 5, du code de réseau européen HVDC, sauf exceptions prévues à ce même article. § 4. Lorsque plusieurs unités de production d'électricité ou installations de stockage d'énergie non-synchrone existants sont raccordés en un même point de raccordement, les dispositions du présent arrêté s'appliquent à chacune de ces unités de production d'électricité ou de ces installations de stockage d'énergie non-synchrone, séparément.

Art. 38.Les procédures pour l'exploitation et l'entretien des installations de raccordement qui ont une influence sur la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau de transport ou sur des installations des autres utilisateurs du réseau sont déterminées par le gestionnaire du réseau de transport.

Si ces procédures ont un impact sur la sécurité, la fiabilité et l'efficacité des installations de l'utilisateur de réseau de transport raccordé, ces procédures sont convenues entre le gestionnaire du réseau de transport et l'utilisateur de système concerné et convenu dans le cadre juridique pertinent. CHAPITRE 2. - Normes

Art. 39.Les installations de raccordement et les installations des utilisateurs du réseau de transport sont conformes aux normes et règlements applicables aux installations électriques.

Le gestionnaire du réseau de transport détermine, dans le cadre juridique pertinent, de manière transparente et non discriminatoire, les normes, rapports techniques et autres règles de référence applicables et surveille leur conformité.

Art. 40.Le niveau admissible des perturbations engendrées sur le réseau de transport par les installations de raccordement et les installations des utilisateurs du réseau de transport est déterminé par les normes et standards européens et/ou harmonisés généralement appliquées dans les secteurs comparables au niveau européen et notamment par les rapports techniques CEI 61000-3-6 et CEI 61000-3-7.

L'utilisateur du réseau de transport met en oeuvre les moyens adéquats afin d'éviter que les installations dont il a la gestion n'engendrent sur le réseau de transport des phénomènes perturbateurs qui dépassent les limites spécifiées dans le cadre juridique pertinent.

Art. 41.Sans préjudice des exigences techniques découlant des codes de réseaux européens RfG, DCC et HVDC, le gestionnaire du réseau de transport fournit à l'utilisateur du réseau de transport une tension sur le point de raccordement qui satisfait au moins à la norme EN 50160. La norme EN 50160 sert de point de référence pour tous les niveaux de tension prévus au présent arrêté.

Art. 42.Les modifications apportées à une norme visée au présent chapitre s'appliquent à toute installation et à tout raccordement au réseau de transport conformément à l'article 37, § 1er, pour autant que la norme ou une obligation légale le prévoie, et pour autant qu'elles ne nécessitent pas d'amendement aux contrats existants. CHAPITRE 3. - Exigences techniques minimales

Art. 43.Les valeurs fixées aux tableaux de l'annexe 1, A et B s'appliquent aux installations de raccordement, indépendamment de leur niveau de tension. Toutes les unités de production d'électricité, installations de consommation, les installations de stockage d'énergie non-synchrone, les systèmes HVDC ou CDS raccordés au réseau de transport, respectent, pour toutes les installations au niveau de tension du point d'interface, les valeurs fixées dans les tableaux des annexes 1, A et B correspondant au niveau de tension de ce point d'interface.

Les installations au premier niveau de tension sous le niveau de tension du point d'interface sont dimensionnées de façon telle qu'elles ne limitent pas la puissance de court-circuit maximale admissible au point de raccordement, cette puissance de court-circuit maximale admissible au point de raccordement étant la valeur maximale reprise à l'annexe 1, A et B pour ce niveau de tension.

Ces valeurs peuvent être précisées dans le cadre juridique pertinent, ces valeurs s'appliquant comme l'une des spécifications et exigences pertinentes faisant l'objet des notifications visées à l'article 2, alinéa 2, points 62 et 64, du code de réseau européen RfG, du chapitre 2 du code de réseau européen DCC et du titre V du code de réseau européen HVDC.

Art. 44.Les travées des installations de raccordement sont équipées de protections, afin d'éliminer sélectivement un défaut dans un intervalle de temps déterminé comme maximum admissible, y compris le temps de fonctionnement de la protection, de fonctionnement du disjoncteur et d'extinction de l'arc mentionné à l'annexe 2, A et B. Les protections visées à l'alinéa 1er sont précisées par le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent.

Art. 45.Le gestionnaire du réseau de transport détermine dans le cadre juridique pertinent en ce qui concerne les exigences techniques non couvertes par le présent arrêté ou les codes de réseau et lignes directrices européens les exigences techniques générales minimales et les paramètres de réglage dont notamment : 1° le schéma unifilaire, en ce compris la première travée de raccordement au départ du réseau de transport, la structure du poste dont cette travée fait partie et les jeux de barres de ce poste ;2° les spécifications techniques fonctionnelles minimales des installations de raccordement.

Art. 46.§ 1er. Le gestionnaire du réseau de transport détermine les spécifications techniques fonctionnelles minimales à mettre en oeuvre en ce qui concerne les installations de l'utilisateur du réseau de transport, afin d'assurer la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau de transport. Les spécifications techniques fonctionnelles minimales portent sur : 1° les performances des installations de l'utilisateur du réseau de transport au point d'interface, soit : a) les puissances de court-circuit monophasées et triphasées minimales et maximales que l'installation de l'utilisateur du réseau de transport est susceptible d'injecter dans le réseau de transport au point de raccordement ;b) le délai maximum d'élimination du courant de défaut par les protections principales et de réserve ;c) le régime du neutre des installations de l'utilisateur du réseau de transport (mise à la terre, impédances incorporées, couplages des transformateurs) ;d) les niveaux maximum autorisés d'émission de perturbations injectées dans le réseau de transport par l'installation de l'utilisateur du réseau de transport ;2° les caractéristiques techniques des installations de l'utilisateur du réseau de transport raccordées au niveau de tension du point d'interface ou, à défaut de telles installations de l'utilisateur du réseau de transport par exemple lorsque les installations de l'utilisateur du réseau de transport débutent par une transformation de tension, les caractéristiques techniques des installations de l'utilisateur du réseau de transport raccordées au premier niveau de tension directement relié au niveau de tension du point d'interface par une transformation simple, en terme de : a) niveau d'isolement ;b) courant de court-circuit de dimensionnement ;c) pouvoir de coupure des disjoncteurs. Ces caractéristiques techniques tiennent compte des spécificités des exigences techniques générales minimales obligatoires, telles que fixées à l'article 43 ; 3° d'une façon générale sur tout équipement susceptible d'influencer significativement la qualité de la tension ou d'induire des perturbations dans le réseau de transport ;4° les moyens de télécommunication à installer dans les installations de l'utilisateur du réseau de transport ;5° après concertation avec l'utilisateur de réseau de transport : a) les verrouillages et les automatismes à installer dans les installations de l'utilisateur du réseau de transport ;b) les solutions techniques et les paramètres de réglage à mettre en oeuvre dans le cadre du plan de défense du réseau et du plan de reconstitution. § 2. Les exigences techniques générales minimales, les paramètres de réglage et les autres dispositions visées au paragraphe 1er sont reprises dans le cadre juridique pertinent.

Art. 47.Dans le respect des principes fixés aux articles 43 et 44, l'utilisateur du réseau de transport et le gestionnaire du réseau de transport déterminent en concertation, dans le cadre juridique pertinent, pour les aspects non couverts par le présent arrêté ou les codes de réseau et lignes directrices européens, et qui sont directement liés à la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau de transport : 1° le schéma unifilaire de la structure du réseau des installations de l'utilisateur du réseau de transport comprenant : a) les plans de tension des installations de l'utilisateur de réseau contenant le ou les points d'interface ;b) toutes les interconnexions possibles entre les différents raccordements, y compris les transformateurs, ainsi que celles aux éventuelles unités de production d'électricité ;c) toutes les éventuelles installations de compensation d'énergie réactive ;d) pour les transformateurs pouvant interconnecter différents raccordements, la définition de leur couplage, de leurs tensions nominales et des éventuels plots de réglage ;e) tous les équipements raccordés à ces plans de tension susceptibles d'engendrer des perturbations ;2° les éventuels réenclenchements automatiques prévus pour les lignes aériennes ;3° les modes d'exploitation (raccordement principal et de secours).

Art. 48.L'utilisateur du réseau de transport communique d'initiative au gestionnaire du réseau de transport toutes les informations relatives à ses installations qui ont un impact sur la qualité, la fiabilité et l'efficacité du réseau de transport et des installations des autres utilisateurs du réseau de transport.

Art. 49.Les exigences techniques générales minimales, les paramètres de réglage et les spécifications techniques fonctionnelles minimales, décrits aux articles 43 à 48, poursuivent notamment les objectifs suivants : 1° contribuer de manière non discriminatoire à ce que les conditions d'exploitation du réseau de transport applicables ou planifiées au point de raccordement soient suffisantes pour accepter les installations de raccordement, les installations de l'utilisateur du réseau de transport et, le cas échéant, une extension du réseau de transport sans porter préjudice au bon fonctionnement des installations d'autres utilisateurs du réseau de transport ou du réseau de transport et sans rétroactions préjudiciables aux installations d'autres utilisateurs du réseau de transport ou au réseau de transport ;2° promouvoir de manière non discriminatoire le développement harmonieux du réseau de transport. CHAPITRE 4. - Dispositions spécifiques aux installations de raccordement établies sur un terrain dont le gestionnaire du réseau de transport n'a pas la maîtrise foncière en vertu d'un droit réel

Art. 50.§ 1er. Dans le cas d'installations de raccordement qui sont établies sur un terrain dont le gestionnaire du réseau de transport n'a pas la maîtrise foncière en vertu d'un droit réel et dont l'utilisateur du réseau de transport a l'usage, l'utilisateur du réseau de transport : 1° veille, à ses frais, à ce que ces installations de raccordement soient, à tout moment, accessibles au gestionnaire du réseau de transport ;2° prend toutes les dispositions qu'on peut raisonnablement attendre de lui afin de prévenir tout dommage au réseau de transport, aux installations de raccordement et/ou aux installations d'un autre utilisateur du réseau de transport ;3° lorsque c'est techniquement possible, veille à ce que le gestionnaire du réseau de transport ait le droit et la possibilité d'installer à tout moment des équipements de raccordement complémentaires ou supplémentaires pour cet utilisateur du réseau de transport ;4° veille à ce que le gestionnaire du réseau de transport ait le droit et la possibilité de remplacer à tout moment tout ou partie des équipements de raccordement dont il est propriétaire ;5° veille, à tout moment, à ce qu'il ne soit pas porté atteinte aux droits, y compris de propriété ou d'usage, d'accès et de contrôle effectif du gestionnaire du réseau de transport sur tout ou partie des installations de raccordement. § 2. Les modalités d'exécution des obligations visées au paragraphe 1er sont déterminées dans le cadre juridique pertinent. CHAPITRE 5. - Identification des équipements

Art. 51.Tout équipement faisant partie des installations de raccordement est identifié suivant une codification établie par le gestionnaire du réseau de transport.

Art. 52.Après consultation de l'utilisateur du réseau de transport, le gestionnaire du réseau de transport détermine, parmi les équipements qui font partie des installations de l'utilisateur du réseau de transport, ceux qui doivent être identifiés suivant la codification établie par le gestionnaire du réseau de transport.

Cette disposition vise essentiellement les équipements visés à l'article 47.

Art. 53.Les équipements visés aux articles 51 et 52 sont munis d'une plaque d'identification indiquant clairement la codification de l'équipement. CHAPITRE 6. - Prescriptions techniques complémentaires pour la compensation d'énergie réactive pour une installation de consommation visée à l'article 35, § 3, 1°

Art. 54.Le gestionnaire du réseau de transport est autorisé, sauf correction immédiate par l'installation de consommation visée à l'article 35, § 3, 1°, à mettre en oeuvre les moyens techniques requis pour la compensation d'énergie réactive ou, plus généralement, pour la compensation de tout phénomène perturbateur, lorsque cette installation de consommation raccordée au réseau de transport donne lieu à un prélèvement additionnel d'énergie réactive qui nécessite une correction ou lorsqu'elle perturbe la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau de transport.

Le gestionnaire du réseau de transport motive cette décision et la notifie à l'utilisateur du réseau de transport concerné.

TITRE 4 - Exigences techniques complémentaires pour le raccordement au réseau de transport d'unités de production d'électricité et des installations de stockage d'énergie non-synchrone existants CHAPITRE 1er. - Généralités

Art. 55.Le présent titre détermine les exigences techniques applicables pour le raccordement au réseau de transport d'unités de production d'électricité et des installations de stockage d'énergie non-synchrone visées à l'article 35, §§ 2 et 4, considérés comme existants conformément à l'article 36, en complément des exigences techniques prévues au titre 3 ainsi que des exigences techniques précisées dans le cadre juridique pertinent. CHAPITRE 2. - Conditions de fonctionnement

Art. 56.§ 1er. Une unité de production d'électricité ou une installation de stockage d'énergie non-synchrone considéré comme existant conformément à l'article 36, fonctionne en mode synchrone avec le réseau de transport : 1° sans limite dans le temps si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 48.5 Hz et 51 Hz ; et 2° pendant un temps déterminé de commun accord entre l'utilisateur du réseau de transport et le gestionnaire du réseau de transport si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 48 Hz et 48.5 Hz ainsi qu'entre 51 Hz et 52.5 Hz. § 2. La consigne du relais de fréquence provoquant l'îlotage d'une unité de production d'électricité ou une installation de stockage d'énergie non-synchrone considéré comme existant conformément à l'article 36 ne peut pas être activé aussi longtemps que la fréquence mesurée dans la zone de réglage est égale ou supérieure à 48 Hz, sauf stipulation contraire dans le cadre juridique pertinent.

Art. 57.Une unité de production d'électricité ou une installation de stockage d'énergie non-synchrone considéré comme existant conformément à l'article 36, fonctionne en mode synchrone avec le réseau de transport sans limite dans le temps, dans la plage hachurée du diagramme fréquence-delta U ci-après, dans lequel le delta U se réfère à l'écart de la tension aux bornes du générateur et est exprimé en % par rapport à la tension nominale du générateur.

Pour la consultation du tableau, voir image

Art. 58.§ 1er. Une unité de production d'électricité ou une installation de stockage d'énergie non-synchrone considéré comme existant conformément à l'article 36, répond aux conditions suivantes, sauf stipulation contraire dans le cadre juridique pertinent : 1° pouvoir fonctionner dans l'entièreté de son domaine de fonctionnement en mode synchrone avec le réseau de transport, lorsque la tension au point de raccordement, exprimée en pourcentage de la tension nominale en ce point, reste, durant un creux de tension d'amplitude limitée, dans la plage hachurée du diagramme ci-après.

Pour la consultation du tableau, voir image 2° pouvoir fonctionner dans l'entièreté de son domaine de fonctionnement en mode synchrone avec le réseau de transport, lorsque la tension au point de raccordement, exprimée en pourcentage de la tension nominale en ce point, reste, durant un creux de tension d'amplitude importante, dans la plage hachurée du diagramme ci-après.

Pour la consultation du tableau, voir image § 2. Des exigences spécifiques sont établies dans le cadre juridique pertinent de manière objective, transparente et non discriminatoire par le gestionnaire du réseau de transport pour les parcs non synchrones de générateurs considérés comme existants conformément à l'article 36, ainsi que pour les unités de production d'électricité considérés comme existantes conformément à l'article 36, qui utilisent des sources d'énergie renouvelables et pour les unités de production combinée de chaleur et d'électricité considérées comme existantes conformément à l'article 36.

Art. 59.Lors d'une variation brusque ou d'une déviation importante de la fréquence, aucun dispositif d'une unité de production d'électricité ou une installation de stockage d'énergie non-synchrone considéré comme existant conformément à l'article 36, ne peut contrecarrer l'action de la réserve de stabilisation de la fréquence, telle que prévue au présent arrêté. CHAPITRE 3. - Protections

Art. 60.Le gestionnaire du réseau de transport installe un disjoncteur du côté haute tension du raccordement dont le pouvoir de coupure est supérieur ou égal à la valeur standardisée, exprimée en kA, établie par plan de tension à l'annexe 1, A.

Art. 61.Le courant de court-circuit monophasé ne peut dépasser le courant de court-circuit triphasé. CHAPITRE 4. - Spécifications pour la production d'énergie réactive

Art. 62.Toute unité de production d'électricité de type C ou D considérée comme existante conformément à l'article 36, ainsi que les unités de production d'électricité de type B considérées comme existantes conformément à l'article 36, par laquelle le service auxiliaire le réglage de la tension et de la puissance réactive est renforcé conformément à l'article 11, alinéa 1er, 2°, est une unité de production d'électricité réglante indépendamment du niveau de tension du point de raccordement, auxquelles s'appliquent les exigences du présent chapitre.

Art. 63.Indépendamment d'autres spécifications précisées dans le présent arrêté, toute unité de production d'électricité réglante, considérée comme existante conformément à l'article 36, visée à l'article 62 est capable d'adapter de manière automatique et sans délai, sa fourniture de puissance réactive lors de variations lentes, à l'échelle de minutes et soudainement, à l'échelle d'une fraction de seconde, de la tension, et manuellement à la première demande du gestionnaire du réseau de transport, selon ce qui est prévu par le cadre juridique pertinent.

Art. 64.Toute unité de production d'électricité considérée comme existante conformément à l'article 36, qui n'est pas visée à l'article 62, est capable d'adapter sa fourniture de puissance réactive en fonction des besoins du réseau de transport, au minimum par une commutation de sa production de puissance réactive entre deux niveaux convenus entre le gestionnaire du réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport concerné.

Art. 65.§ 1er. Pour toute valeur de la puissance active susceptible d'être injectée sur le réseau de transport comprise entre le minimum technique et la puissance maximale de raccordement, à la tension normale d'exploitation, l'unité de production d'électricité considérée comme existante conformément à l'article 36, visée à l'article 62 est capable de pouvoir absorber ou fournir une puissance réactive entre, -0.1 Pmax et 0.45 Pmax. § 2. Pour toute tension au point de raccordement comprise entre 0.9 et 1.05 fois la tension normale d'exploitation, l'unité de production d'électricité considérée comme existante conformément à l'article 36, visée à l'article 62 a les mêmes possibilités, exception faite lors d'une limitation due aux limitations sur la tension du générateur ou sur le courant statorique du générateur. Une limitation éventuelle sur le courant statorique ne peut pas intervenir dans le réglage rapide de la tension.

Les limitations sur la tension aux bornes du générateur doivent respecter les règles décrites aux articles 57 et 58. § 3. En dérogation aux dispositions des paragraphes 1er et 2, la tension, la puissance active et réactive dont il faut tenir compte pour les unités de production d'électricité locales considérées comme existantes conformément à l'article 36, sont la tension, la puissance active et réactive à la sortie de l'unité de production d'électricité locale.

Art. 66.Le régulateur de tension d'une unité de production d'électricité considérée comme existante conformément à l'article 36, visée à l'article 62 est pourvu d'un limiteur de surexcitation et d'un limiteur de sous-excitation. Ceux-ci agissent de façon automatique et seulement si la puissance réactive est en dehors de l'intervalle comme déterminé par application de l'article 65.

Art. 67.A l'intérieur du domaine de fonctionnement lors de variations lentes de tension Unet au point de raccordement, chaque unité de production d'électricité considérée comme existante conformément à l'article 36, visée à l'article 62 doit pouvoir adapter de manière automatique sa production réactive Qnet de telle sorte que le coefficient de sensibilité relative aeq soit compris entre 18 et 25,

Pour la consultation du tableau, voir image où : Qnet désigne la puissance réactive mesurée du côté haute tension du transformateur élévateur ;

Pmax (anciennement Pnom) désigne la puissance maximale ;

Unet désigne la tension mesurée du côté haute tension du transformateur élévateur ;

Unorm,exp désigne la tension normale d'exploitation (la tension moyenne autour de laquelle le réseau de transport est exploité).

Art. 68.Si une unité de production d'électricité considérée comme existante conformément à l'article 36, qui n'est pas visée à l'article 62 est munie d'une régulation destinée à respecter une consigne de production de puissance réactive, celle-ci doit être lente vis-à-vis du réglage primaire de tension des unités de production d'électricité considérées comme existantes conformément à l'article 36, visées à l'article 62, dont l'action produit ses effets à l'échelle des secondes, et rapide vis-à-vis de la dynamique des changeurs de prise de transformateurs commandés par un automate, agissant à l'échelle des dizaines de secondes à minutes, de manière à éviter des oscillations dans le système électrique. La constante de temps en boucle fermée de cette régulation est réglable, au minimum, entre dix et trente secondes. CHAPITRE 5. - Autres dispositions

Art. 69.§ 1er. L'utilisateur du réseau de transport et le gestionnaire du réseau de transport conviennent de commun accord dans le cadre juridique pertinent, en ce qui concerne les aspects non couverts par le présent arrêté et qui sont directement liés à la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau de transport, des exigences techniques générales minimales, des paramètres de réglage et des spécifications techniques fonctionnelles minimales à adopter en ce qui concerne les installations de l'utilisateur du réseau de transport, dont en particulier : 1° le domaine de fonctionnement du générateur dans le plan actif-réactif en fonction de la tension d'exploitation ;2° l'adaptation du régulateur turbine à l'îlotage de l'unité de production d'électricité (capacité et moment de l'îlotage) ;3° la plage de réglage du gain du régulateur de vitesse ;4° le statisme réactif ;5° la stabilité statique et dynamique ;6° la résistance aux creux de tension du générateur et des équipements auxiliaires ;7° le plafond d'excitation ;8° la synchronisation au réseau de transport en exploitation normale et exceptionnelle ;9° pour les ensembles de production d'électricité comprenant plusieurs unités de production d'électricité avec auxiliaires communs et unités de production d'électricité à cycle combiné, la possibilité de pannes de mode commun y compris le contrôle-commande ;10° le Power System Stabiliser ;11° le transformateur élévateur : puissance, rapport de transformation, tension de court-circuit, mise à la terre du point neutre, limitation du courant de court-circuit monophasé et limitation du courant d'enclenchement.Ce dernier système sera activé uniquement à l'enclenchement de cette partie de l'installation pour limiter le courant d'enclenchement et sera désactivé après. § 2. Les exigences techniques générales minimales, les paramètres de réglage et les spécifications techniques fonctionnelles minimales visés au paragraphe 1er sont précisées dans le cadre juridique pertinent.

LIVRE 7 - EXIGENCES D'APPLICATION GENERALE AUX NOUVELLES INSTALLATIONS RACCORDEES AU RESEAU DE TRANSPORT ET DES EXIGENCES MINIMALES APPLICABLES AUX INSTALLATIONS DE STOCKAGE D'ENERGIE NON-SYNCHRONE TITRE 1er - Dispositions générales

Art. 70.Le présent livre établit les exigences d'application générale pour les installations des utilisateurs du réseau de transport visées à l'article 35, considérées comme nouvelle conformément à l'article 36, en complément des exigences techniques prévues au titre 3 du livre 6 et de celles précisées dans le cadre juridique pertinent.

Le présent livre établit aussi des exigences minimales applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone visées à l'article 36, § 2.

Art. 71.§ 1er. Une ou plusieurs des exigences techniques fixées dans le présent titre sont également applicables aux installations de raccordement ou aux installations d'utilisateurs du réseau de transport considérées comme existantes conformément à l'article 36, après mise en oeuvre d'une des procédures spécifiques suivantes : 1° en cas de modernisation substantielle des installations de l'utilisateur du réseau de transport visées à l'article 4, paragraphe 1er, a), des codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC respectivement, dont la procédure est complétée conformément au code de bonne conduite ;2° lorsque la CREG décide d'imposer, conformément à la procédure décrite à l'article 4, paragraphe 1er, b), des codes de réseaux européens RfG, DCC et HVDC respectivement, une ou plusieurs des exigences techniques visées au présent titre à une catégorie d'installations de raccordement ou d'installations d'utilisateurs du réseau de transport considérées comme existantes conformément à l'article 36 ;3° lorsque la CREG décide d'imposer une ou plusieurs des exigences techniques visées au présent titre à des installations de stockage d'énergie non-synchrone considérés comme existants conformément à l'article 36 ;4° lorsqu'un code de réseau européen prévoit l'application de certaines exigences techniques à des installations de raccordement ou à des installations des utilisateurs de réseau de transport existantes. § 2. Des exemptions individuelles ou collectives pour l'application d'une ou de plusieurs exigences techniques prévues par le présent livre aux installations de raccordement ou à l'installation des utilisateurs de système, considérées comme nouvelles conformément à l'article 36, peuvent être accordées par la CREG conformément à l'article 136. § 3. Lorsque le droit visé à l'article 6, paragraphe 3, du code de réseau européen RfG et/ou le droit visé à l'article 5, paragraphe 3, du code de réseau DCC est exercé, le gestionnaire du réseau de transport en sa qualité de gestionnaire de réseau compétent peut conditionner son accord à la démonstration, par des simulations et/ou des études, que l'unité de production d'électricité considérée et/ou les charges critiques ne peuvent rester connectées, pour pouvoir garantir le processus industriel. Tout désaccord entre les parties est réglé conformément à l'article 7, paragraphe 5, du code de réseau européen RfG et à l'article 6, paragraphe 5, du code de réseau européen DCC. § 4. Lorsque le propriétaire d'une installation de production, ou le propriétaire d'une installation de consommation ou le propriétaire d'un réseau HVDC refuse de convenir de plages de fréquence plus larges, de durées de fonctionnement minimales plus longues ou d'exigences spécifiques applicables en cas d'écarts combinés de fréquence et de tension d'une unité de production d'électricité conformément à l'article 13, paragraphe 1er, a), ii, du code de réseau européen RfG, ou à l'article 12, paragraphe 2, du code de réseau européen DCC, ou à l'article 11, paragraphe 2, du code de réseau européen HVDC et qu'un accord ne peut être trouvé entre ce propriétaire et le gestionnaire du réseau de transport dans un délai de six mois, chaque partie peut demander à la CREG de statuer dans un délai de mois quant à leur désaccord, conformément à l'article 7, paragraphe 5, du code de réseau européen RfG, ou à l'article 6, paragraphe 5, du code de réseau européen DCC, ou 5, paragraphe 5, du code de réseau européen HVDC. § 5. Lorsque des exigences spécifiques à un site sont à établir par le gestionnaire du réseau de transport compétent conformément aux codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC, celles-ci sont soumises préalablement à l'approbation de la CREG. Celle-ci sollicite l'avis de la Direction générale de l'Energie qui dispose d'un délai de dix jours pour faire parvenir celui-ci.

Toute décision éventuelle de refus du gestionnaire du réseau de transport de déclarer applicable des conditions d'exploitation spécifiques est toujours justifiée de manière adéquate.

En l'absence d'avis dans le délai imparti, la Direction générale de l'Energie est considérée avoir donné un avis favorable. § 6. Conformément à l'article 6, paragraphes 4 et 5, du code de réseau européen RfG, seules les exigences techniques fixées aux articles 13, paragraphe 2, a), b) et f), 13, paragraphes 4 et 5, du code de réseau RfG et les exigences techniques complémentaires relatives à ces paramètres de la fréquence fixées aux articles 83, §§ 4 et 5, et 88, § 1er, sont applicables aux unités de production combinée de chaleur et d'électricité raccordées dans les installations de consommation visées par l'article 35, § 3, 1°.

TITRE 2 - Exigences techniques complémentaires pour les nouvelles installations CHAPITRE 1er - : Généralités

Art. 72.Les exigences techniques complémentaires fixées dans le présente chapitre sont également applicables aux nouvelles installations d'un réseau public de distribution raccordées au réseau de transport et aux nouveaux réseaux publics de distribution, lorsque livre 8 le précise explicitement. Section 1re. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

fréquence

Art. 73.En application de l'article 12, paragraphe 1er et de l'annexe I du code de réseau européen DCC, toute installation de l'utilisateur du réseau de transport visée à l'article 35, § 3, 1° à 4°, est au minimum capable de rester connectée avec le réseau auquel elle est raccordée et de fonctionner dans les plages de fréquence et pendant les durées suivantes : 1° pendant une durée minimale de trente minutes si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 47.5 Hz (inclus) et 48,5 Hz; et 2° pendant une durée minimale de trente minutes si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 48,5 Hz (inclus) et 49 Hz;et 3° sans limite dans le temps si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 49 Hz (inclus) et 51 Hz (inclus) ;et 4° pendant une durée minimale de trente minutes si la fréquence mesurée dans la zone de réglage se situe au-delà de 51 Hz et 51,5 Hz. Section 2. - Exigences techniques complémentaires relatives au

maintien de la tension

Art. 74.§ 1er. En application des articles 13, paragraphes 1er et 2 et de l'annexe II du code de réseau européen DCC, toute installation de l'utilisateur du réseau de transport visée à l'article 35, § 3, 1° à 4°, est au minimum capable de rester connectée avec le réseau auquel elle est raccordée, dans les plages de tension du réseau (exprimée par la tension au point de raccordement rapportée à la tension de référence 1 pu) et pendant les durées suivantes : 1° lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 110 kV et 300 kV (cette dernière valeur non incluse): a) sans limite dans le temps dans la plage de tension entre 0,90 pu et 1,118 pu ;et b) pendant une durée minimale de vingt minutes dans la plage de tension entre 1,118 pu et 1,15 pu ;2° lorsque la base de tension pour les valeurs pu est plus élevée que 300 kV : a) sans limite dans le temps dans la plage de tension entre 0,90 pu et 1,05 pu ;et b) pendant une durée minimale de vingt minutes dans la plage de tension entre 1,05 pu et 1,10 pu. § 2. En application de l'article 13, paragraphe 7, du code de réseau européen DCC, la plage de tension fixées par le gestionnaire du réseau de transport compétent à respecter à son point de raccordement par tout CDS raccordé au réseau de transport ou, le cas échéant, au réseau de transport local, à une tension inférieure à 110 kV au point de raccordement est la suivante :

Spanningsbereik (kV)

Duur

Plage de tension

Durée

0,9 pu - 1,118 pu

Onbeperkt

0,90 pu - 1,118 pu

Illimité

Les niveaux de tension auxquelles cette plage de tension s'appliquent sont les suivants : 6 kV, 10 kV, 11 kV, 12 kV, 15 kV, 26 kV, 30 kV, 36 kV et 70 kV. Section 3. - Exigences techniques complémentaires en matière de

court-circuit

Art. 75.Conformément à l'article 14, paragraphe 1er, du code de réseau européen DCC, le gestionnaire du réseau de transport fixe, en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent, le courant maximal de court-circuit au point de raccordement que toute installation de l'utilisateur du réseau de transport, visée à l'article 35, § 3, 1° à 4°, est capable de supporter, en fonction du niveau de tension à son point de raccordement. Section 4. - Exigences techniques complémentaires en matière de

puissance réactive

Art. 76.§ 1er. En application de l'article 15, paragraphe 1er, a) et b), du code de réseau européen DCC, les installations de consommation ainsi que les CDS visés à l'article 35, § 3, 1° et 4°, disposent des capacités nécessaires afin d'être capables de maintenir le point de fonctionnement de leur point de raccordement en régime permanent dans les plages de puissance réactive suivantes, spécifiées dans le cadre juridique pertinent : 1° la plage effective de puissance réactive pour l'absorption de puissance réactive ne dépasse pas 33 % de la puissance active maximale en soutirage ou de la puissance active maximale en injection, la plus grande valeur des deux étant retenue, pour l'absorption de puissance réactive, si la tension au point de raccordement est égale à ou dépasse 30 kV;et 2° la plage effective de puissance réactive pour l'absorption de puissance réactive ne dépasse pas 21 % de la puissance active maximale en soutirage ou de la puissance active maximale en injection, la plus grande valeur des deux étant retenue, pour l'absorption de puissance réactive, si la tension au point de raccordement est inférieure à 30 kV ;et 3° la plage effective de puissance réactive pour la fourniture de puissance réactive ne dépasse pas 15 % de la puissance active maximale en soutirage ou de la puissance active maximale en injection, la plus grande valeur des deux étant retenue, pour la fourniture de puissance réactive.Il est entendu que la puissance active maximale en soutirage ou la puissance active maximale en injection est égale à la puissance mise à disposition, elle-même fixée dans le cadre juridique pertinent.

Ces capacités sont démontrées par l'utilisateur du réseau de transport pour ses installations de consommation ou pour son CDS au gestionnaire du réseau de transport, en sa capacité de gestionnaire du réseau de transport compétent, pour un nombre limité de scénarios de référence prédéfinis et décrits dans le cadre juridique pertinent mais n'excluent pas l'absorption ou la fourniture de puissance réactive en fonctionnement opérationnel en dehors des plages mentionnées ci-dessus.

D'autres limites que celles fixées ci-dessus peuvent être fixées pour un point de raccordement sur base d'une analyse réalisée conjointement par le gestionnaire du réseau de transport, en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent, et par les propriétaires des installations de consommation visées à l'article 35, § 3, 1°, ou par le gestionnaire du CDS, conformément à l'article 15, paragraphe 1er, b) et c), du code de réseau européen DCC. § 2. En application de l'article 15, paragraphe 2, du code de réseau européen DCC, les réseaux fermés de distribution raccordés au réseau de transport disposent des capacités nécessaires afin d'être capables de ne pas fournir de puissance réactive (à la tension de référence 1 pu) au niveau de leur point de raccordement pour une puissance active inférieure à 25 % de la puissance active maximale en soutirage ou de la puissance active maximale en injection, étant entendu que la puissance active maximale en soutirage ou la puissance active maximale en injection est égale à la puissance mise à disposition elle-même fixée dans le cadre juridique pertinent.

Lorsque les moyens disponibles ne suffisent pas au respect de l'alinéa 1er et qu'un investissement s'avère nécessaire, une analyse conjointe entre le gestionnaire du réseau de transport en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent et le gestionnaire du CDS sera réalisée conformément à l'article 15, paragraphe 2, du code européen de réseau DCC. Cette étude conjointe a les objectifs suivants : 1° vérifier si ce qui est prévu à l'alinéa 1er est justifié pour le point de raccordement individuellement ou l'est seulement pour un ensemble de points de raccordement ;2° garantir que, si un investissement doit être réalisé, il correspond à la solution qui répond le mieux notamment aux contraintes techniques et économiques. Section 5. - Exigences techniques complémentaires en matière d'échange

d'informations

Art. 77.En application de l'article 18 du code de réseau européen DCC, toute installation de l'utilisateur du réseau de transport visée à l'article 35, § 3, applique, pour ses échanges de données en temps réel avec le gestionnaire du réseau de transport, les normes qui sont publiés sur le site internet du gestionnaire du réseau de transport, agissant en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent.

Ces standards sont mis en oeuvre sur des lignes privées de transmission de données, à l'exclusion de l'internet public, pour des raisons de fiabilité et de cybersécurité. Ces lignes et leur alimentation sont redondantes aux deux extrémités avec une autonomie de plusieurs heures. Section 6. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

déconnexion et reconnexion

Art. 78.§ 1er. En application de l'article 19, paragraphe 1er, a) à c), du code de réseau européen DCC, le gestionnaire du réseau de transport peut exiger, conformément au plan de défense du réseau, que toute nouvelle installation de l'utilisateur du réseau de transport visée à l'article 35, § 3, 1° et 4°, dispose de capacités lui permettant une déconnexion automatique en fréquence basse, dans le respect des critères fixés au niveau européen. § 2. En application de l'article 19, paragraphe 4, a) à c), du code de réseau européen DCC, toute installation de l'utilisateur du réseau de transport visée à l'article 35, § 3, 1° et 4°, ne peut se reconnecter automatiquement après une déconnexion que dans le cas où le cadre juridique pertinent, l'y autorise expressément. Dans ce cas, cette reconnexion après déconnexion doit respecter les plages de fréquence fixées à l'article 73 et les conditions spécifiques précisées dans le cadre juridique pertinent.

L'installation visée ci-dessus peut être déconnectée à distance du réseau de transport uniquement lorsque cette déconnexion à distance est autorisée dans le cadre juridique pertinent. Dans ce cas, la déconnexion doit être effective dans les dix minutes, sauf autre délai spécifique fixé dans le cadre juridique pertinent. CHAPITRE 2. - Exigences techniques complémentaires de nouvelles unités de consommation utilisées par une installation de consommation ou par un réseau fermé industriel pour fournir des services de gestion de la demande

Art. 79.Le présent article complète les dispositions spécifiques du code de réseau européen DCC pour les unités de consommation avec gestion de la demande pour régler la puissance active, gestion de la demande pour régler la puissance réactive ou gestion de la demande pour gérer les contraintes de transit.

En application de l'article 28, paragraphe 2, a), du code de réseau européen DCC, les unités de consommation visées par la présente section sont capables de fonctionner dans les plages de fréquence indiquées à l'article 73 ou dans des plages plus étendues fixées dans le cadre juridique pertinent. Il en va de même pour les plages de tension, en application de l'article 28, paragraphe 2, b), du code de réseau européen DCC, qui sont indiquées à l'article 74.

En application de l'article 28, paragraphe 2, c), du code de réseau européen DCC, les unités de consommation visées par la présente section respectent les plages de tension fixées à l'article 74.

En application de l'article 28, paragraphe 2, f) et j), du code de réseau européen DCC, le délai d'ajustement de la consommation d'électricité des unités de consommation visées par la présente section, à des fins autres que les services auxiliaires, est déterminé par le gestionnaire du réseau de transport et mis à disposition sur son site internet.

En application de l'article 28, paragraphe 2, f) et i), du code de réseau européen DCC, les modalités de la notification pour l'ajustement de la consommation d'électricité des unités de consommation visées par la présente section, à des fins autres que les services auxiliaires, sont fixées par le gestionnaire du réseau de transport. Il en va de même pour les spécifications techniques qui permettent le transfert d'informations relatif à cet ajustement de la consommation d'électricité, au sens de l'article 28, paragraphe 2, e) et l), du code de réseau européen DCC. Ces spécifications techniques sont également mises à la disposition par le gestionnaire du réseau de transport sur son site internet.

Les valeurs de la vitesse de variation de la fréquence à supporter par les unités de consommation visées dans le présent article sont celles fixées à l'article 83, § 2, pour toutes les unités de production d'électricité.

Art. 80.Le présent article complète les dispositions spécifiques de l'article 29 du code de réseau européen DCC pour les unités de consommation visées à l'article 35, § 3, 5°, avec réglage de la fréquence du réseau pour la participation active de la demande.

En application de l'article 29, paragraphe 2, a), du code de réseau européen DCC, elles sont capables de fonctionner dans les plages de fréquence indiquées à l'article 73 ou dans des plages plus étendues fixées dans le cadre juridique pertinent.

En application de l'article 29, paragraphe 2, c), du code de réseau européen DCC, les unités de consommation visées par la présente section respectent les plages de tension fixées à l'article 74, § 2.

En application de l'article 29, paragraphe 2, d), du code de réseau européen DCC, la largeur du système de régulation insensible dans une bande morte autour de la fréquence nominale du réseau de 50,00 Hz, est de +-200 mHz.

En application de l'article 29, paragraphe 2, e), du code de réseau européen DCC, la variation maximale de la fréquence par rapport à la fréquence nominale du réseau de 50,00 Hz est de 49 Hz à 51.5 Hz.

En application de l'article 29, paragraphe 2, g), du code de réseau européen DCC, les installations de consommation visées par la présente section sont capables de détecter et de traiter rapidement les variations de fréquence du réseau avec une réaction équivalente proportionnelle de toutes les installations de consommation visées par la présente section par rapport à la variation de fréquence : suivant un statisme équivalent réglable entre 2 et 12%.

TITRE 3 - Exigences techniques complémentaires pour les unités de production d'électricité considérées comme nouvelles conformément à l'article 36 CHAPITRE 1er. - Dispositions générales

Art. 81.Le présent titre fixe des exigences techniques complémentaires, par rapport à celles fixées dans le code de réseau européen RfG. Elles s'appliquent pour le raccordement d'unités de production d'électricité considérées comme nouvelles conformément à l'article 36, ainsi que pour le raccordement des unités de pompage-turbinage qui satisfont aux exigences techniques fixées dans l'article 3, alinéa 2, d), du code de réseau européen RfG, à savoir celles pour lesquelles l'unité de pompage-turbinage est active dans ses deux modes de fonctionnement (pompage et turbinage).

Les chapitres repris dans le présent titre visent respectivement : 1° les exigences techniques complémentaires générales relatives aux unités de production d'électricité de types A, B, C et D en général ;2° les exigences techniques complémentaires relatives aux unités de production d'électricité synchrones de types A, B, C et D ;3° les exigences techniques complémentaires relatives aux parcs non synchrones de générateurs de types A, B, C et D. CHAPITRE 2. - Exigences techniques complémentaires générales relatives aux unités de production d'électricité de types A, B, C et D considérées comme nouvelles conformément à l'article 36 Section 1re. - Exigences techniques complémentaires relatives aux

protections

Art. 82.Les exigences techniques complémentaires en matière de protection fixées aux articles 60 et 61 sont également applicables à toute unité de production d'électricité considérée comme nouvelle conformément à l'article 36, raccordée au réseau de transport, qu'elle soit de type A, B, C ou D. Section 2. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

fréquence

Art. 83.§ 1er. En application de l'article 13, paragraphe 1er, a), i), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité, qu'elle soit de type A, B, C ou D, visée à l'article 35, § 2, est capable de pouvoir fonctionner au minimum en mode synchrone avec le réseau auquel elle est raccordée, dans les plages de fréquence et pendant les durées suivantes : 1° pendant une durée minimale de trente minutes si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 47.5 Hz (inclus) et 48,5 Hz ; et 2° pendant une durée minimale de trente minutes si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 48,5 Hz (inclus) et 49 Hz ;et 3° sans limite dans le temps si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 49 Hz (inclus) et 51 Hz (inclus) ;et 4° pendant une durée minimale de trente minutes si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise au-delà de 51 Hz et jusqu'à 51,5Hz. En application de l'article 13, paragraphe 1er, a), ii et iii, du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité qu'elle soit de type B, C ou D raccordée au réseau de transport, fonctionne en mode synchrone avec le réseau de transport pendant un temps déterminé de commun accord entre cette unité de production d'électricité et le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 51,5 Hz et 52,5 Hz.

Quant aux unités de production d'électricité de type A raccordées au réseau de transport, le propriétaire communique la durée de fonctionnement technique au gestionnaire du réseau de transport et il la met à disposition du gestionnaire du réseau de transport selon les modalités fixées dans le cadre juridique pertinent. § 2. En application de l'article 13, paragraphe 1er, b), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité, qu'elle soit de type A, B, C ou D visée à l'article 35, § 2, dispose de la capacité à supporter des vitesses de variation de la fréquence et de rester connectée au réseau auquel elle est raccordée, selon les profils de sous-fréquence et surfréquence ci-dessous : Profil de sous-fréquence

Pour la consultation du tableau, voir image Profil de surfréquence

Pour la consultation du tableau, voir image

Pour la consultation du tableau, voir image

Parameters

Regeling

Paramètres

Ré-glage

Periode met een overgangs-regime

Frequentie-drempel

49 Hz

Période de régime transitoire

Seuil de fréquence

49 Hz

Limiet

2% / Hz

Limite

2 % / Hz

t 1 (begin)

? 2 s

t 1 (début)

? 2 s

t 2 (einde)

30 s

t 2 (fin)

30 s

Periode met een vastgesteld regime

Frequentie-drempel

49.5 Hz

Période de régime établi

Seuil de fréquence

49.5 Hz

Limiet

10% / Hz

Limite

10 % / Hz

t 3 (einde)

30 minuten

t 3 (fin)

30 minutes

Pour les cas des parcs non-synchrones de générateurs, la réduction de puissance active maximale n'est pas autorisée au-delà de 49 Hz.

Toutefois, pour les valeurs en-deçà de ce seuil de 49 Hz, une réduction de puissance active maximale de 2% par Hz est admissible par le gestionnaire du réseau de transport (valable pendant la période de régime transitoire (entre t1 et t2) et le régime établi (jusqu'à t3)).

En application de l'article 13, paragraphe 5, du code de réseau européen RfG, les conditions ambiantes applicables à la réduction admissible de puissance active par rapport à la puissance maximale sont définies comme suit : 1° altitude: 400 m à 500 m ;2° humidité: 15 à 20 g H2O/1 kg d'air ;3° température : 0° C. § 5. En application de l'article 13, paragraphe 6, du code de réseau européen RfG, le gestionnaire du réseau de transport peut imposer à toute unité de production d'électricité de type A raccordée au réseau de transport, dans le cadre juridique pertinent, les caractéristiques des équipements permettant de commander à distance l'arrêt de production de puissance active de cette unité de production d'électricité, sur base de signaux envoyés par le gestionnaire du réseau de transport. § 6. En application de l'article 13, paragraphe 7, du code de réseau européen RfG, la connexion automatique de toute unité de production d'électricité de type A visée à l'article 35, § 2, répond aux conditions suivantes : 1° la fréquence se situe entre 49.9 HZ et 50.1 Hz ; et 2° le niveau de tension se situe entre 0.85 pu et 1,1 pu ; et 3° la temporisation minimale avant reconnexion est d'une durée de soixante secondes. Suite à la reconnexion, la vitesse maximale admissible pour l'augmentation de la production de puissance active est limitable à 20 % du Pmax par minute. En cas de connexion suite à une perturbation sur les réseaux dans la zone de réglage, la vitesse maximale admissible pour l'augmentation de la production de puissance active est limitable à 10 % du Pmax par minute.

Toute unité de production d'électricité de type B ou C raccordée au réseau de transport est soumise à l'autorisation préalable du gestionnaire du réseau de transport, selon ce qui est prévu par le cadre juridique pertinent, pour pouvoir se connecter automatiquement au réseau de transport.

En application de l'article 14, paragraphe 4, du code de réseau européen RfG, la reconnexion au réseau après une déconnexion fortuite de toute unité de production d'électricité de type B, C et D visée à l'article 35, § 2, répond en outre aux conditions suivantes : 1° la fréquence se situe entre 49.9 Hz et 50.1 Hz ; et 2° le niveau de tension se situe entre 0.9 pu et 1,1 pu ; et 3° la temporisation minimale avant reconnexion est d'une durée de soixante secondes. Suite à la reconnexion, la vitesse maximale admissible pour l'augmentation de la production de puissance active est limitable à 10 % du Pmax par minute.

La reconnexion automatique après une déconnexion fortuite est interdite pour toute unité de production d'électricité de type B, C ou D raccordée au réseau de transport, sauf autorisation préalable du gestionnaire du réseau de transport, dans le cadre juridique pertinent, de pouvoir se connecter automatiquement au réseau de transport. § 7. En application de l'article 14, paragraphe 2, b), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire du réseau de transport peut imposer à toute unité de production d'électricité de type B raccordée au réseau de transport, dans le cadre juridique pertinent, des équipements supplémentaires pour contrôler et réduire à distance la production de puissance active de cette unité de production d'électricité. § 8. En application de l'article 15, paragraphe 2, a) et b), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire du réseau de transport fixe pour toute unité de production d'électricité de type C ou D raccordée au réseau de transport, dans le cadre juridique pertinent, le délai minimal dans lequel la consigne ajustée de puissance active de cette unité de production d'électricité doit être atteinte et l'éventuelle marge de tolérance applicable à la nouvelle consigne et au délai pour l'atteindre.

La marge de tolérance est fixée selon le diagramme ci-dessous :

Pour la consultation du tableau, voir image Pour le cas d'une action manuelle locale, la consigne est atteinte dans un délai de quinze minutes et avec une précision de 10% de la consigne de puissance active. § 9. En application de l'article 15, paragraphe 2, d), i, du code de réseau européen RfG, le gestionnaire du réseau de transport fixe pour toute unité de production d'électricité raccordée au réseau de transport, qu'elle soit de type C ou D, dans le cadre juridique pertinent, les paramètres à respecter en mode de sensibilité à la fréquence (mode FSM). L'unité de production d'électricité est capable de fournir une réponse en puissance active aux variations de fréquence en respectant au moins les paramètres suivants : Paramètres de la réponse en puissance active aux variations de fréquence en mode FSM (explications pour le diagramme)

Pour la consultation du tableau, voir image Capacité de réponse en puissance active aux variations de fréquence des unités de production d'électricité en mode FSM, dans le cas d'une bande morte et d'une insensibilité nulle.

Pour la consultation du tableau, voir image Pref est la puissance active de référence à laquelle ? est liée. ? est la variation de la production de puissance active de l'unité de production d'électricité. fn est la fréquence nominale (50 Hz) du réseau et gDf est la variation de la fréquence.

En application de l'article 15, paragraphe 2, d), ii à v, du code de réseau européen RfG, la capacité de réponse en puissance active aux variations de fréquence est définie selon les valeurs ci-après :

Pour la consultation du tableau, voir image

Parameter

Waarde

Paramètre

Valeur

t1

maximaal 2 seconden voor een elektriciteitsproductieeenheid met inertie (synchrone elektriciteitsproductieeenheid) maximaal 500 milliseconden voor een elektriciteitsproductieeenheid zonder inertie (Power Park Module)

t1

2 secondes au maximum pour une unité de production d'électricité avec inertie (unité de production d'électricité synchrone) 500 millisecondes au maximum pour une unité de production d'électricité sans inertie (parc non synchrone de générateurs)

t2

30 seconden (15 seconden voor 50% van de maximale frequentievariatie)

t2

30 secondes (15 secondes pour 50% de la variation de fréquence maximale)

Duur van levering bij vol vermogen

Minimaal 15 minuten

Durée de fourniture en pleine puissance

Minimum 15 minutes

§ 10. En application de l'article 15, paragraphe 2, e), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire du réseau de transport fixe, dans le cadre juridique pertinent, les spécifications requises de toute unité de production d'électricité raccordée au réseau de transport, qu'elle soit de type C ou D, en ce qui concerne la restauration de la fréquence. L'unité de production d'électricité est capable, dans ce cadre, de fournir le service de restauration de la fréquence avec activation automatique de réseau, de façon automatique et continue sur base d'une consigne, ainsi que de renvoyer en temps réel et de manière continue un signal de confirmation de son activation. § 11. En application de l'article 15, paragraphe 2, g), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité raccordée au réseau de transport, qu'elle soit de type C ou D, est capable de transmettre les signaux complémentaires fixés par le gestionnaire du réseau de transport de commun accord avec l'utilisateur du réseau de transport concerné, dans le cadre juridique pertinent. § 12. En application de l'article 15, paragraphe 6, e), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire du réseau de transport spécifie les limites minimales et maximales du taux de variation de la puissance active, s'agissant de la production d'électricité tant à la hausse qu'à la baisse de cette puissance, qui sont requises pour une unité de production d'électricité de type C ou D raccordée au réseau de transport. Section 3. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

gestion générale du réseau, en ce compris les dispositions d'échanges d'information

Art. 84.En application de l'article 14, paragraphe 5, d), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité raccordée au réseau de transport, de type B, C ou D, est capable d'échanger avec le gestionnaire du réseau de transport les informations suivantes en temps réel : 1° la position des disjoncteurs au point de raccordement ou en un autre point d'interaction avec le réseau de transport, tel que convenu avec le gestionnaire du réseau de transport conformément au cadre juridique pertinent ;2° la puissance active et réactive au point de raccordement ou en un autre point d'interaction avec le réseau de transport, tel que convenu avec le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent, ainsi que la puissance active et réactive nette dans le cas d'un prélèvement autre que l'alimentation des auxiliaires de l'unité de production d'électricité. Dans le cas où cette information n'est pas disponible et si cette alternative est prévue dans les spécifications publiées par le gestionnaire de réseau de transport visées à l'article 14, paragraphe 5, d) i), du code de réseau européen RfG ou dans le cadre juridique pertinent, l'utilisateur du réseau de transport communique la puissance active et réactive brute par dérogation à l'alinéa 1er.

Le gestionnaire du réseau de transport fixe dans le cadre juridique pertinent la liste complète des informations à lui communiquer, outre les informations prévues ci-dessus, ainsi que les protocoles et infrastructures de communication. Section 4. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

stabilité en tension

Art. 85.§ 1er. En application de l'article 15, paragraphe 3 et 16, paragraphe 2, c), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire du réseau de transport peut exiger, en sa qualité de gestionnaire de réseau compétent, qu'une unité de production d'électricité de type C ou D raccordée au réseau de transport, dispose de capacités lui permettant une déconnexion automatique, selon ce qui est prévu par le cadre juridique pertinent. Dans ce cas, le gestionnaire du réseau de transport convient, en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent, des modalités et réglages de la déconnexion automatique de cette unité de production d'électricité de type C ou D. A cet effet, le propriétaire de l'unité de production d'électricité concernée communique ces réglages des protections au gestionnaire du réseau de transport pour que ce dernier les valide. § 2. Toute unité de production d'électricité de type A, B, C raccordée au réseau de transport reste connectée au réseau de transport et aux réseaux de transport local dans les plages de tension suivantes :

Spannings-bereiken

Werkings-duur

Plages de tension

Durée de fonctionnement

Spanningsniveaus lager dan 300 kV

0,85 pu - 0,90 pu

60 minuten

Niveaux de tension inférieur à 300 kV

0.85 pu - 0.90 pu

60 minutes

0.90 pu - 1.118 pu

Onbegrensd

0.90 pu - 1.118 pu

Illimité

1,118 pu - 1,15 pu

Te bepalen tussen de relevante netbe-heerder en de eigenaar van de elektrici-teits-productie-eenheid

1.118 pu - 1.15 pu

A convenir entre le gestion-naire de réseau compétent et le propriétaire de l'unité de production d'élec-tricité, dans le contrat de raccor-dement

Spanningsniveaus hoger dan 300 kV (voor een aansluiting op het 380 kV net, 1 pu = 400 kV)

0,85 pu - 0,90 pu

60 minuten

Niveaux de tension supérieurs à 300 kV (pourun raccordement au réseau 380 kV, 1 pu = 400 kV)

0.85 pu - 0.90 pu

60 minutes

0,90 pu - 1,05 pu

Onbe-grensd

0.90 pu - 1.05 pu

Illimité

1,05 pu - 1,10 pu

Te bepalen tussen de relevante netbe-heerder en de eigenaar van de elektrici-teitsproductieeenheid

1.05pu - 1.10 pu

A convenir entre le gestion-naire de réseau compétent et le propriétaire de l'unité de production d'élec-tricité, dans le contrat de raccor-dement

En application de l'article 16, paragraphe 2, a) et b), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité de type D raccordée au réseau de transport ou aux réseaux de transport local reste connectée au réseau de transport et aux réseaux de transport local dans les plages de tension suivantes :

Span-nings-bereiken

Werkings-duur

Plages de tension

Durée de fonctionnement

Spannings-niveaus lager dan 300 kV

0,85 pu - 0,90 pu

60 minuten

Niveaux de tension inférieur à 300 kV

0.85 pu - 0.90 pu

60 minutes

0.90 pu - 1.118 pu

Onbegrensd

0.90 pu - 1.118 pu

Illimité

1,118 pu - 1,15 pu

20 minuten

1.118 pu - 1.15 pu

20 minutes

Spannings-niveaus hoger dan 300 kV (voor een aansluiting op het 380 kV net, 1 pu = 400 kV)

0,85 pu - 0,90 pu

60 minuten

Niveaux de tension supérieurs à 300 kV (pourun raccor-dement au réseau 380 kV, 1 pu = 400 kV)

0.85 pu - 0.90 pu

60 minutes

0,90 pu - 1,05 pu

Onbegrensd

0.90 pu - 1.05 pu

Illimité

1,05 pu - 1,10 pu

20 minuten

1.05 pu - 1.10 pu

20 minutes

Chaque propriétaire d'unité de production d'électricité ou unité de production d'électricité locale ayant un point d'accès au réseau de transport, de types B, C ou D, à l'exception des unités de production d'électricité situées au sein d'un CDS, communique au gestionnaire du réseau de transport, selon ce qui est prévu par le cadre juridique pertinent, la capacité totale en puissance réactive de ce parc, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire du réseau de transport selon les modalités fixées de commun accord avec l'utilisateur du réseau de transport concerné et fixées dans le cadre juridique pertinent ou conformément aux obligations visées au livre 5 du présent arrêté. Section 5. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

reconstitution du réseau

Art. 86.En application de l'article 15, paragraphe 5, b) et c), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité de type C ou D visée à l'article 35, § 2, est capable de se déconnecter du réseau auquel cette unité de production d'électricité est raccordée et de se resynchroniser rapidement, en application de la stratégie de protection convenue entre le gestionnaire du réseau de transport et le propriétaire de l'unité de production d'électricité concernée, ainsi que, le cas échéant, avec le gestionnaire du réseau auquel cette unité de production d'électricité est raccordée comme fixé dans le cadre juridique pertinent.

Une unité de production d'électricité de type C ou D raccordée au réseau de transport dont le temps de resynchronisation est supérieur à quinze minutes après sa déconnexion est capable de se déconnecter quel que soit le point d'opération dans lequel l'unité de production d'électricité se situe dans le diagramme de sa capacité P-Q. Dans ce cas, l'identification d'une opération de déconnexion ne se limite pas aux signaux des réglages des protections. La stratégie de protection est convenue entre le gestionnaire du réseau de transport et le propriétaire de l'unité de production d'électricité concernée et fixée dans le cadre juridique pertinent.

Toute unité de production d'électricité de type C ou D raccordée au réseau de transport est capable de fonctionner de façon autonome après une déconnexion, malgré l'absence de toute connexion de ses auxiliaires au réseau auquel cette unité de production d'électricité est raccordée. Le temps minimum d'opération est fixé par le gestionnaire de réseau compétent auquel cette unité de production d'électricité est raccordée, en coordination avec le gestionnaire du réseau de transport, en tenant compte des caractéristiques de la technologie liée à l'énergie primaire. Section 6. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

gestion générale du réseau

Art. 87.En application de l'article 15, paragraphe 6, a), du code de réseau européen RfG, le cadre juridique pertinent de toute unité de production d'électricité de type C ou D visée à l'article 35, § 2, fixe les critères de détection de la perte de stabilité angulaire ou la perte des régulateurs de cette unité de production d'électricité, et par conséquent sa capacité dans ce cas à se déconnecter automatiquement du réseau auquel elle est raccordée.

En application de l'article 15, paragraphe 6, b), du code de réseau européen RfG, le cadre juridique pertinent de toute unité de production d'électricité de type C ou D visée à l'article 35, § 2, fixe les caractéristiques de l'instrumentation, le cas échéant en coordination avec le gestionnaire du réseau de transport compétent. Le dans le cadre juridique pertinent reprend à cet égard les paramètres de qualité de la fourniture, les critères du déclenchement du dispositif d'enregistrement des défauts et des oscillations de puissance, le temps d'échantillonnage, ainsi que les modalités d'accès aux données enregistrées.

En application de l'article 15, paragraphe 6, c), du code de réseau européen RfG, le cadre juridique pertinent de toute unité de production d'électricité de type C ou D visée à l'article 35, § 2, fixe les modèles de simulation à fournir par le propriétaire de cette unité de production d'électricité, le cas échéant en coordination avec le gestionnaire du réseau de transport compétent. Ceux-ci reflètent le comportement de l'unité de production d'électricité en régime établi et en régime transitoire. Selon les cas, le cadre juridique pertinent exige également un modèle représentant les phénomènes électromagnétiques transitoires. Le cadre juridique pertinent fixe les formats des modèles de simulation, la documentation à communiquer dans ce cadre et les paramètres relatifs à la capacité de court-circuit.

En application de l'article 15, paragraphe 6, d), du code de réseau européen RfG, le cadre juridique pertinent de toute unité de production d'électricité de type C ou D visée à l'article 35, § 2, fixe les exigences convenues avec le propriétaire de l'unité de production d'électricité et le cas échéant en coordination avec le gestionnaire du réseau de transport compétent, relatives à l'installation de dispositifs additionnels pour le fonctionnement ou pour la sureté du réseau.

En application de l'article 15, paragraphe 6, f), du code de réseau européen RfG, le cadre juridique pertinent de toute unité de production d'électricité de type C ou D visée à l'article 35, § 2, fixe les exigences relatives aux dispositifs de mise à la terre du point neutre du côté réseau des transformateurs élévateurs, le cas échéant en coordination avec le gestionnaire du réseau de transport compétent. CHAPITRE 2. - Exigences techniques complémentaires relatives aux unités de production d'électricité synchrones de types A, B, C et D considérées comme nouvelles conformément à l'article 36 Section 1re. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

fréquence

Art. 88.§ 1er. En application de l'article 13, paragraphe 2, a), c), d) et f), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone, qu'elle soit de type A, B, C ou D visée à l'article 35, § 2, en mode de réglage restreint à la surfréquence (mode LFSM-O), est capable d'activer la fourniture de la réponse en puissance active aux variations de fréquence selon les valeurs ci-après.Une fois le seuil de fréquence minimum atteint, le mode opérationnel se poursuit au même niveau, sans variation subséquente (pas de diminution supplémentaire pour une augmentation de fréquence supplémentaire).

Pour la consultation du tableau, voir image

Parameter

SPGM-regeling

Paramètre

Réglage SPGM

Frequentie-drempel

50,2 Hz

Seuil de fréquence

50,2 Hz

Statische toestand

5% (regelbaar tussen 2% en 12%)

Statisme

5% (réglable entre 2% et 12%)

Prefreferentievermogen

Maximaal vermogen

Puissance de référence Pref

Puissance maximale

Reactietijd

Als standaard zo snel als technisch mogelijk (zonder opzettelijke vertraging), in overleg met de transmissienetbeheerder kunnen specifieke bepalingen van toepassing zijn

Temps de réaction

Par défaut aussi rapidement que techniquement possible (sans délai intentionnel), des dispositions spécifiques pourraient être applicables en accord avec le gestionnaire du réseau de transport.

Responstijd niveau

? 5 minuten voor een verhoging van het actief vermogen met 20% van Pmax. Een trage reactie is niet van toepassing bij een toename die snel (binnen enkele seconden) volgt op een fase van vermindering ? 8 seconden voor een vermindering van het actief vermogen met 45% van Pmax

Temps de réponse échelon

? 5 minutes pour une augmentation de puissance active de 20% de Pmax.

Une réaction lente n'est pas d'application pour le cas d'une augmentation qui suit rapidement (en quelques secondes) une phase de diminution) ? 8 secondes pour une diminution de puissance active de 45 % de Pmax

Regelduur

? 6 minuten voor een verhoging van het actief vermogen (Een trage reactie is niet van toepassing bij een toename die snel volgt op een fase van vermindering) ? 30s voor een vermindering van actief vermogen

Temps de réglage

? 6 minutes pour une augmentation de puissance active (Une réaction lente n'est pas d'application pour le cas d'une augmentation qui suit rapidement une phase de diminution) ? 30s pour une diminution de puissance active

§ 2. En application de l'article 15, paragraphe 2, c), i, du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone, qu'elle soit de type C ou D visée à l'article 35, § 2, en mode de réglage restreint à la sous-fréquence (mode LFSM-U), est capable d'activer la fourniture de la réponse en puissance active aux variations de sous-fréquence selon les valeurs ci-après :

Pour la consultation du tableau, voir image

Parameter

SPGM-regeling

Paramètre

Réglage SPGM

Frequentie-drempel

49.8 Hz

Seuil de fréquence

49.8 Hz

Statische toestand

5% (regelbaar tussen 2% en 12%)

Statisme

5% (réglable entre 2% et 12%)

Pref-referentie-vermogen

Maximaal vermogen

Puissance de référence Pref

Puissance maximale

Reactietijd

Als standaard zo snel als technisch mogelijk (zonder opzettelijke vertraging), in overleg met de transmissienetbeheerder kunnen specifieke bepalingen van toepassing zijn

Temps de réaction

Par défaut aussi rapidement que techniquement possible (sans délai intentionnel), des dispositions spécifiques pourraient être applicables en accord avec le gestionnaire du réseau de transport.

Responstijd niveau

? 5 minuten voor een verhoging van het actief vermogen met 20% van Pmax. Een trage reactie is niet van toepassing bij een toename die snel (binnen enkele seconden) volgt op een fase van vermindering ? 8 seconden voor een vermindering van het actief vermogen met 45% van Pmax

Temps de réponse échelon

? 5 minutes pour une augmentation de puissance active de 20% de Pmax.

Une réaction lente n'est pas d'application pour le cas d'une augmentation qui suit rapidement (quelques secondes) une phase de diminution. ? 8 secondes pour une diminution de puissance active de 45 % de Pmax

Regelduur

? 6 minuten voor een verhoging van het actief vermogen (Een trage reactie is niet van toepassing bij een toename die snel (binnen enkele seconden) volgt op een fase van vermindering) ? 30 seconden voor een vermindering van actief vermogen

Temps de réglage

? 6 minutes pour une augmentation de puissance active (Une réaction lente n'est pas d'application pour le cas d'une augmentation qui suit rapidement (quelques secondes) une phase de diminution) ? 30 secondes pour une diminution de puissance active

Section 2. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

stabilité en tension et à la capacité en puissance réactive

Art. 89.§ 1er. En application de l'article 17, paragraphe 2, a), et 18, paragraphe 2, c), du code de réseau européen RfG, une unité de production d'électricité synchrone de type B, C ou D raccordée au réseau de transport est capable de fournir/absorber de la puissance réactive selon les diagrammes suivants :

Pour la consultation du tableau, voir image Courbe de capacité pour les SPGM de type B. Où PD représente la puissance active maximale pouvant être produite en cas de demande de production de puissance réactive maximale (donc égale à 0,95*Snom).

Pour la consultation du tableau, voir image Profil Uc-Q/PD pour les SPGM de type B permettant de visualiser les exigences en puissance réactive pour des tensions différentes de 1 pu.

Pour la consultation du tableau, voir image Courbe de capacité pour les SPGM de types C et D. En application de l'article 18, paragraphe 2, c), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone de type C ou D raccordée au réseau de transport est capable d'un réglage de la tension en tout point de fonctionnement des limites fixées dans le diagramme de capacité P-Q repris dans l'alinéa 1er.

Le niveau de tension maximum de 1.10 pu est considéré comme 1.05 pu en cas de raccordement à un niveau de tension supérieure à 300 kV (si raccordé au réseau 380 kV, 1 pu = 400 kV).

Par exception au principe fixé à l'article 37, § 2, pour une unité de production d'électricité synchrone de type B raccordée au réseau de transport, cette exigence technique est fixée aux bornes du secondaire du transformateur élévateur s'il existe, ou aux bornes de l'alternateur de l'unité de production d'électricité. § 2. En application de l'article 17, paragraphe 2, b), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone de type B raccordée au réseau de transport est capable d'un réglage de la tension correspondant aux modes de contrôle suivants, sur base d'un contrôle à distance : 1° l'injection/absorption en puissance réactive (Qfix) est maintenue de manière constante dans les capacités P-Q et U-Q/Pmax défini en paragraphe 1er ;et 2° la tension de l'alternateur (U_alt) est maintenue de manière constante dans les capacités P-Q et U-Q/Pmax défini en paragraphe 1er. La vitesse de réaction au sein des diagrammes de capacité P-Q et U-Q/Pmax (défini au paragraphe 1er) est fixé dans le cadre juridique pertinent de l'unité de production d'électricité synchrone.

Pour la consultation du tableau, voir image Profil U/Uc -Q/PD pour les SPGM de type B permettant de visualiser les exigences en puissance réactive pour des tensions différentes de 1 pu. § 3. En application des articles 19, paragraphe 2, a), et 21, paragraphe 3, d), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone de type C ou D raccordée au réseau de transport satisfait aux exigences relatives à la stabilité en tension au point de raccordement selon le diagramme suivant, dans le respect des principes fixés aux articles 62 à 64 et 66 à 69:

Pour la consultation du tableau, voir image Principes du contrôle de la tension et de la puissance réactive.

Upcc indique la tension au niveau du point de raccordement.

En application de ce diagramme, le gain de la boucle de réglage est fixé dans le cadre juridique pertinent par le gestionnaire du réseau de transport, en accord avec le propriétaire de l'unité de production d'électricité synchrone concernée, de telle sorte que le coefficient de sensibilité relative g%_eq soit compris entre 18 et 25, tel qu'exprimé dans la formule ci-dessous:

Pour la consultation du tableau, voir image où les coefficients utilisés ont le sens donné à l'article 67.

Pnom devient Pmax.

Les valeurs pour g%_eq peuvent être transformées et sont en ligne avec les valeurs pour la pente de tension, dans un intervalle de et au moins 2 à 7%, tel que précisé dans l'article 21, paragraphe 3, d), ii, du code de réseau européen RfG. § 4. En application de l'article 18, paragraphe 2, du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone de type C et D raccordée au réseau de transport est capable de satisfaire aux exigences techniques minimales et aux paramètres de réglage en matière de stabilité de la tension au point de raccordement, tels que fixés à l'article 69.

La vitesse de réaction au sein des diagrammes de capacité P-Q et U-Q/Pmax, définie au paragraphe 1er, est fixée dans le cadre juridique pertinent de l'unité de production d'électricité synchrone . § 5. En application de l'article 19, paragraphe 3, du code de réseau européen RfG, le cadre juridique pertinent de chaque unité de production d'électricité synchrone de type D fixe, le cas échéant, les capacités techniques de ces unités pour contribuer à la stabilité angulaire dans les situations de défaut. Ces capacités sont fixées par le gestionnaire du réseau de transport, en collaboration avec le propriétaire de l'unité de production d'électricité concernée. § 6. Chaque propriétaire d'une unité de production d'électricité synchrone de type B, C ou D ayant un point d'accès au réseau de transport, à l'exception des unités de production d'électricité synchrones situées au sein d'un CDS, communique au gestionnaire du réseau de transport sa capacité totale en puissance réactive, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire du réseau de transport selon les modalités fixées par le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent. Section 3. - Exigences techniques complémentaires relatives à la tenue

aux creux de tension

Art. 90.En application des articles 14, paragraphe 3, 15, paragraphe 1er et 16, paragraphe 3, du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone de types B à D visée à l'article 35, § 2, est capable de fonctionner dans l'entièreté de son domaine de fonctionnement en mode synchrone avec le réseau, lorsque la tension au point de raccordement, exprimée en pourcentage de la tension nominale en ce point, reste, durant un creux de tension, dans la plage fixée par les diagrammes ci-après.

Le gabarit de creux de tension détermine la limite inférieure des tensions entre phases au niveau de tension du point de raccordement pendant un défaut, en fonction du temps, avant, pendant et après le défaut.

Toute unité de production d'électricité synchrone de type B ou C visée à l'article 35, § 2, respecte le diagramme relatif à la tenue aux creux de tension suivant :

Pour la consultation du tableau, voir image

Spanningsparameter [per eenheid (pu)]

Tijdsparameters (seconden)

Paramètres tension [par unité (pu)]

Durée des paramètres (secondes)

Uret = 0.3

Tclear = 0.2

Uret = 0.3

Tclear = 0.2

Uclear = 0.7

Trec1 = Tclear

Uclear = 0.7

Trec1 = Tclear

Urec1 = 0.7

Trec2 = 0.7

Urec1 = 0.7

Trec2 = 0.7

Urec = 0.9

Trec3 = 1.5

Urec = 0.9

Trec3 = 1.5

Uret est la tension symétrique ou asymétrique résiduelle au point de raccordement pendant un défaut ; Tclear est l'instant où le défaut est éliminé. Urec1, Urec2, Trec1, Trec2 et Trec3 spécifient certains points des limites inférieures du retour de la tension après l'élimination d'un défaut.

Toute unité de production d'électricité synchrone de type D visée à l'article 35, § 2, et/ou toute unité de production d'électricité synchrone de type D située dans la zone de réglage doit respecter le diagramme relatif à la tenue aux creux de tension suivant :

Pour la consultation du tableau, voir image

Parameters spanning (per eenheid (pu))

Duur van parameters (seconden)

Paramètres tension [par unité (pu)]

Durée des paramètres (secondes)

Uret = 0

Tclear = 0,2

Uret = 0

Tclear = 0.2

Uclear = 0,25

Trec1 = 0,45

Uclear = 0.25

Trec1 = 0.45

Urec1 = 0.5

Trec2 = 0.6

Urec1 = 0.5

Trec2 = 0.6

Urec = 0,9

Trec3 = 0.8

Urec = 0.9

Trec3 = 0.8

Uret est la tension résiduelle au point de raccordement pendant un défaut ; Tclear est l'instant où le défaut est éliminé. Urec1, Urec2, Trec1, Trec2 et Trec3 spécifient certains points des limites inférieures du retour de la tension après l'élimination d'un défaut.

En application de l'article 16, paragraphe 3, b), du code de réseau européen RfG, l'ensemble des conditions avant et après défaut à prendre en compte pour la tenue aux creux de tension, sont communiqués par le gestionnaire du réseau de transport, à la demande d'une unité de production d'électricité synchrone, au propriétaire de cette unité dans le cadre juridique pertinent. Section 4. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

robustesse

Art. 91.En application de l'article 17, paragraphe 3, du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone de types B à D raccordée au réseau de transport est capable d'assurer le rétablissement de la puissance active après défaut. La valeur de l'amplitude et le délai de rétablissement de la puissance active sont fixés dans le cadre juridique pertinent. CHAPITRE 3. - Exigences techniques complémentaires relatives aux nouveaux parcs non synchrones de générateurs de types A, B, C et D Section 1re. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

fréquence

Art. 92.§ 1er. En application de l'article 13, paragraphe 2, a), c), d) et f), du code de réseau européen RfG, tout parc non synchrone, de type A, B, C ou D visé à l'article 35, § 2, en mode de réglage restreint à la surfréquence (mode LFSM-O), est capable d'activer la fourniture de la réponse en puissance active aux variations de fréquence selon les valeurs ci-après.Une fois le seuil de fréquence minimum atteint, le mode opérationnel se poursuit au même niveau, sans variation subséquente (pas de diminution supplémentaire pour une augmentation de fréquence supplémentaire).

Pour la consultation du tableau, voir image

Parameter

PPM-regeling

Paramètre

Réglage PPM

Frequentiedrempel

50,2 Hz

Seuil de fréquence

50,2 Hz

Statische toestand

5% (regelbaar tussen 2% en 12%)

Statisme

5% (réglable entre 2% et 12%)

Pref-referentievermogen

Standaard gaat het om de effectieve productie van actief vermogen op het moment waarop de drempel van LFSM-O wordt bereikt; een referentie gelijk aan het maximaal vermogen kan per geval worden beschreven.

Puissance de référence Pref

Par défaut, il s'agit de la production effective de puissance active au moment où est atteint le seuil LFSM-O; une référence égale à la puissance maximale peut être prescrite au cas par cas.

Reactietijd

Als standaard zo snel als technisch mogelijk (zonder opzettelijke vertraging), in overleg met de transmissienet-beheerder kunnen specifieke bepalingen van toepassing zijn

Temps de réaction

Par défaut aussi rapidement que techniquement possible (sans délai intentionnel), des dispositions spécifiques pourraient être applicables en accord avec le gestionnaire du réseau de transport.

Responstijd niveau

Voor de productie van elektriciteit uit windenergie: ? 5 seconden voor een verhoging van het actief vermogen met 20% van Pmax. Een tragere reactie voor een operationeel punt ? 50% Pmax is aanvaardbaar als deze minder dan 5 seconden bedraagt ? 2 seconden voor een vermindering van het actief vermogen met 50 % van Pmax Voor de rest: ? 10 seconden voor een vermindering van het actief vermogen met 50% van Pmax ? 2 seconden voor een vermindering van het actief vermogen met 50 % van Pmax

Temps de réponse échelon

Pour la production d'électricité éolienne : ? 5 secondes pour une augmentation de puissance active de 20% de Pmax.

Une réaction plus lente pour un point opérationnel ? 50% Pmax est acceptable tant que qu'elle est au-dessous de 5 secondes ? 2 secondes pour une diminution de puissance active de 50 % de Pmax Pour le reste : ?10 secondes pour une augmentation de puissance active de 50% de Pmax ? 2 secondes pour une diminution de puissance active de 50 % de Pmax

Regelduur

? 30 seconden voor een verhoging van actief vermogen ? 20 seconden voor een vermindering van actief vermogen

Temps de réglage

? 30 secondes pour une augmentation de puissance active ? 20 secondes pour une diminution de puissance active

§ 2. En application de l'article 15, paragraphe 2, c), i, du code de réseau européen RfG, tout parc non synchrone, de type C ou D visé à l'article 35, § 2, en mode de réglage restreint à la sous-fréquence (mode LFSM-U), est capable d'activer la fourniture de la réponse en puissance active aux variations de sous-fréquence (aucune diminution supplémentaire pour une augmentation supplémentaire de la fréquence) selon les valeurs ci-après :

Pour la consultation du tableau, voir image

Parameter

PPM-regeling

Paramètre

Réglage PPM

Frequentiedrempel

49.8 Hz

Seuil de fréquence

49.8 Hz

Statische toestand

5% (regelbaar tussen 2% en 12%)

Statisme

5% (réglable entre 2% et 12%)

Pref-referentievermogen

Standaard gaat het om de effectieve productie van actief vermogen op het moment waarop de drempel van LFSM-U wordt bereikt; een referentie gelijk aan het maximaal vermogen kan per geval worden beschreven.

Puissance de référence Pref

Par défaut, il s'agit de la production effective de puissance active au moment où est atteint le seuil LFSM-U ; une référence égale à la puissance maximale peut être prescrite au cas par cas

Reactietijd

Als standaard zo snel als technisch mogelijk (zonder opzettelijke vertraging), in overleg met de transmissienet-beheerder kunnen specifieke bepalingen van toepassing zijn

Temps de réaction

Par défaut aussi rapidement que techniquement possible (sans délai intentionnel), des dispositions spécifiques pourraient être applicables en accord avec le gestionnaire du réseau de transport.

Responstijd niveau

Voor de productie van elektriciteit uit windenergie: ? 5 seconden voor een verhoging van het actief vermogen met 20% van Pmax. Een tragere reactie voor een operationeel punt ? 50% Pmax is aanvaardbaar als deze minder dan 5 seconden bedraagt ? 2 seconden voor een vermindering van het actief vermogen met 50 % van Pmax Voor de rest: ? 10 seconden voor een verhoging van het actief vermogen met 50% van Pmax ? 2 seconden voor een vermindering van het actief vermogen met 50% van Pmax

Temps de réponse échelon

Pour la production d'électricité éolienne : ? 5 secondes pour une augmentation de puissance active de 20% de Pmax.

Une réaction plus lente pour un point opérationnel ? 50% Pmax est acceptable tant que c'est au-dessous de 5 secondes ? 2 secondes pour une diminution de puissance active de 50 % de Pmax Pour le reste : ?10 secondes pour une augmentation de puissance active de 50% de Pmax ? 2 secondes pour une diminution de puissance active de 50 % de Pmax

Regelduur

? 30 seconden voor een verhoging van actief vermogen ? 20 seconden voor een vermindering van actief vermogen

Temps de réglage

? 30 secondes pour une augmentation de puissance active ? 20 secondes pour une diminution de puissance active

§ 3. Par exception à l'article 83, § 4, un parc non synchrone de type A, B, C ou D visé à l'article 35, § 2, n'est pas autorisé à réduire sa puissance active selon les périodes court-terme et long-terme en cas de baisse de fréquence en-dessous de 49 Hz. § 4. En application des articles 21, paragraphe 2 et 22, du code de réseau européen RfG, la fonctionnalité décrite à article 21, paragraphe 2, n'est pas requise pour les parcs non-synchrones de générateurs de types C et D. Section 2. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

stabilité en tension et à la capacité en puissance réactive

Art. 93.§ 1er. En application de l'article 21, paragraphe 3, d), du code de réseau européen RfG, un parc non-synchrone de générateurs du type C et D raccordé au réseau de transport est capable de fournir la puissance réactive automatiquement conformément aux articles 62 à 69, tant par mode de réglage de la tension, par mode de réglage de la puissance réactive, que par mode de réglage du facteur de puissance.

En application de l'article 21, paragraphe 3, e), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire du réseau de transport fixe dans le cadre juridique pertinent, en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent, la priorité à donner à la contribution en puissance active ou réactive, le cas échéant en coordination avec le gestionnaire de réseau auquel le parc non synchrone de générateur concerné est raccordé. § 2. En application de l'article 20, paragraphe 2, a), du code de réseau européen RfG, un parc non-synchrone de générateurs de type B raccordé au réseau de transport est capable de fournir/absorber de la puissance réactive selon les diagrammes suivants :

Pour la consultation du tableau, voir image Courbe de capacité pour les PPM de type B. Pour la consultation du tableau, voir image Profil U/UC -Q/PD pour les PPM de type B permettant de visualiser les exigences en puissance réactive pour des tensions différentes de 1 pu.

En application de l'article 21, paragraphe 3, a) à c), du code de réseau européen RfG, un parc non-synchrone de générateurs de type C ou D raccordé au réseau de transport est capable de fournir/absorber de la puissance réactive selon le diagramme suivant. Il satisfait aux exigences relatives à la stabilité en tension au point de raccordement selon le diagramme suivant, dans le respect des principes fixés aux articles 62 à 69 :

Pour la consultation du tableau, voir image Upcc indique la tension au niveau du point de raccordement.

Le gain de la boucle de réglage est fixé dans le cadre juridique pertinent par le gestionnaire du réseau de transport, en accord avec le propriétaire du parc non-synchrone de générateurs de type C ou D raccordé au réseau de transport, en application de ce diagramme, de telle sorte que le coefficient de sensibilité relative g%_eq soit compris entre dix-huit et vingt-cinq, tel qu'exprimé dans la formule ci-dessous :

Pour la consultation du tableau, voir image où les coefficients utilisés ont le sens donné à l'article 67.

Pnom devient Pmax.

Les valeurs pour g%_eq peuvent être transformées et sont en ligne avec les valeurs pour la pente de tension, dans un intervalle de et au moins 2 à 7%, tel que précisé dans l'article 21, paragraphe 3, d), ii, du code de réseau européen RfG. Le gestionnaire du réseau de transport fixe la vitesse de réaction du parc non synchrone de générateurs de type C ou D raccordé au réseau de transport par rapport à la capacité en puissance réactive du parc, en-dessous de sa capacité maximale.

En outre, le gestionnaire du réseau de transport fixe dans le cadre juridique pertinent, le cas échéant en collaboration avec le gestionnaire de réseau compétent, les capacités suivantes de produire ou d'absorber au moins toute puissance réactive au point de raccordement.

Pour chaque valeur de la puissance active produite entre Pmin (0,2 p.u. du Pmax) et Pmax, le parc non-synchrone de générateurs de type C ou D raccordé au réseau de transport est capable de produire ou d'absorber au moins toute puissance réactive au point de raccordement dans une surface limitée par les points Q1, Q2, Q3 et Q4 (figure ci-dessous). Cette plage a une étendue obligatoire minimale de 0,6 p.u. de Pmax, mais peut évoluer dans un espace entre [-0,3 p.u. de Pmax, +0,35 p.u. de Pmax], moyennant accord du gestionnaire du réseau de transport, en fonction du point de raccordement, la taille et les caractéristiques du parc non-synchrone de générateurs de type C ou D raccordé au réseau de transport.

Pour la consultation du tableau, voir image Pour chaque tension au point de raccordement entre 90% et 110% de la tension nominale pour les plages de tension en dessous de 300 kV (ou 90% et 105% pour la tension nominale au-dessus de 300 kV - figure ci-dessous), le parc non-synchrone de générateurs de type C ou D raccordé au réseau de transport est capable de participer dans le réglage de la tension au moins dans la plage de puissance réactive mentionnée ci-dessus (et reprise dans la figure ci-dessous).

Pour la consultation du tableau, voir image U-Q/Pmax profile for a type C PPM (en pointillé pour les tensions nominales au-dessus de 300 kV).

Pour les valeurs en dehors de la plage de tension de 90% et 110% du Unom pour les plages de tension en dessous de 300 kV (ou 90% et 105% pour la tension nominale au-dessus de 300 kV, si raccordé au réseau 380 kV 1 pu = 400 kV), le parc non-synchrone de générateurs de type C ou D raccordé au réseau de transport est capable de participer dans le réglage de la tension au maximum des capacités techniques de ce parc non-synchrone de générateurs.

Pour chaque tension au point de raccordement entre 90% et 110% du Unom pour les plages de tension en dessous de 300 kV (ou 90% et 105% pour la tension nominale au-dessus de 300 kV) et pour chaque valeur de la puissance active produite entre P0 (égal à 0,0263 p.u. de Pmax) et Pmin, la plage minimale du point de fonctionnement pour lequel la puissance réactive sera contrôlée est défini par les deux valeurs du facteur de puissance constitué par les points (Q1, 0,2*Pmax) et (Q2, 0,2*Pmax).

Pour chaque tension, au point de raccordement, entre 90% et 110% du Unom pour les plages de tension en dessous de 300 kV (ou 90% et 105% pour la tension nominale au-dessus de 300 kV) et pour chaque valeur de la puissance active produite en dessous de P0 la puissance réactive peut ne pas être contrôlée, mais les valeurs injectées ou absorbées doivent être limitées à la plage de Q = [-0.0329 ;+0.0329] p.u. de Pmax.

En cas de non-disponibilité des parcs non-synchrones de générateurs en raison d'une défaillance ou d'une maintenance, la capacité de puissance réactive peut être revue en fonction de la capacité de production disponible actuelle Pav au lieu de capacité Pmax (1 pu selon la figure ci-dessus) selon la formule suivante :

Pour la consultation du tableau, voir image Où : N est le nombre d'unités installées dans le parc non-synchrone de générateurs avi est le facteur de disponibilité d'une unité i (0 ou 1) Pi est la capacité de production d'une unité pendant la panne ou la maintenance.

Par exception au principe fixé à l'article 37, § 2, cette exigence technique est fixée à la sortie du transformateur élévateur ou du convertisseur pour un parc non-synchrone de générateurs de type B raccordé au réseau de transport. § 3. En application de l'article 20, paragraphe 2, b) et c), du code de réseau européen RfG, un parc non-synchrone de générateurs de type B, C ou D raccordé au réseau de transport est capable d'injecter rapidement au point de raccordement et jusqu'au maximum de sa capacité, un courant réactif additionnel de défaut, en cas de défauts symétriques et dissymétriques.

Les caractéristiques de cette injection sont illustrées dans le diagramme suivant :

Pour la consultation du tableau, voir image L'ensemble des paramètres de cette capacité sont fixés par le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent.

Ces paramètres portent sur la largeur normale opérationnelle, la durée et la bande morte de l'activation, ainsi que le délai pour cette activation.

En outre, le parc non-synchrone de générateurs concerné contribue au courant de défaut pour un courant positif, négatif et neutre pour détecter le défaut asymétrique de façon certaine. La contribution au courant de court-circuit est fixée par le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent. § 4. Chaque propriétaire de parc non-synchrone de générateurs de type B, C ou D ayant un point d'accès au réseau de transport, à l'exception des parcs non-synchrones de générateurs situés au sein d'un CDS, communique au gestionnaire du réseau de transport la capacité totale en puissance réactive de ce parc selon les modalités fixées dans le cadre juridique pertinent. Section 3. - Exigences techniques complémentaires relatives à la tenue

aux creux de tension

Art. 94.§ 1er. En application des articles 14, paragraphe 3 et 20, paragraphe 1er, du code de réseau européen RfG, tout parc non synchrone de générateurs visé à l'article 35, § 2, est capable de fonctionner dans l'entièreté de son domaine de fonctionnement en mode synchrone avec le réseau de transport, lorsque la tension au point de raccordement, exprimée en pourcentage de la tension nominale en ce point, reste, durant un creux de tension, dans la plage fixée par les diagrammes ci-après. § 2. Tout parc non synchrone de générateurs de type B ou C visé à l'article 35, § 2, respecte le diagramme relatif à la tenue aux creux de tension suivant :

Pour la consultation du tableau, voir image

Parameters spanning [per eenheid (p.u.)]

Duur van parameters (seconden)

Paramètres tension [par unité (pu)]

Durée des paramètres (secondes)

Uret = Uclear = Uret1 = 0,15

Tclear = Trec1 = Trec2 = 0,2

Uret = Uclear = Uret1 = 0.15

Tclear = Trec1 = Trec2 = 0.2

Urec2 = 0,85

Trec3 = 1,5

Urec2 = 0.85

Trec3 = 1.5

Uret est la tension symétrique ou asymétrique résiduelle au point de raccordement pendant un défaut ; Tclear est l'instant où le défaut est éliminé. Urec1, Urec2, Trec1, Trec2 et Trec3 spécifient certains points des limites inférieures du retour de la tension après l'élimination d'un défaut. § 3. Tout parc non synchrone de générateurs de type D visé à l'article 35, § 2, respecte le diagramme relatif à la tenue aux creux de tension suivant :

Pour la consultation du tableau, voir image

Parameters spanning [per eenheid (p.u.)]

Duur van parameters (seconden)

Paramètres tension [par unité (pu)]

Durée des paramètres (secondes)

Uret = Uclear = Uret1 = 0,0

Tclear = Trec1 = Trec2 = 0,2

Uret = Uclear = Uret1 = 0.0

Tclear = Trec1 = Trec2 = 0.2

Urec2 = 0,85

Trec3 = 1,5

Urec2 = 0.85

Trec3 = 1.5

Uret est la tension résiduelle au point de raccordement pendant un défaut ; Tclear est l'instant où le défaut est éliminé. Urec1, Urec2, Trec1, Trec2 et Trec3 spécifient certains points des limites inférieures du retour de la tension après l'élimination d'un défaut. Section 4. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

robustesse

Art. 95.En application de l'article 20, paragraphe 3, du code de réseau européen RfG, tout parc non synchrone de générateurs de types B à D raccordé au réseau de transport est capable d'assurer le rétablissement de la puissance active après défaut. La valeur de l'amplitude et le délai de rétablissement de la puissance active sont fixés dans le cadre juridique pertinent.

TITRE 4 - Exigences techniques pour de nouvelles installations de stockage d'énergie non-synchrone CHAPITRE 1er. - Dispositions générales

Art. 96.Le présent titre fixe l'ensemble des exigences techniques applicables aux nouvelles installations de stockage d'énergie non-synchrone dont les seuils sont fixés à l'article 35, § 4, et dont le caractère nouveau est fixé dans l'article 71, § 1er.

Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG et les exigences techniques complémentaires fixées dans les sections 1re et 3 sont également applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone, sauf lorsque des exigences techniques spécifiques qui sont prévues dans le présent chapitre.

Par exception à l'alinéa 1er, les nouvelles unités de pompage-turbinage sont soumises à l'ensemble des exigences techniques reprises dans le chapitre 3, ainsi que prévu à l'article 80. CHAPITRE 2. - Exigences techniques relatives à la fréquence pour les installations de stockage d'énergie non-synchrone

Art. 97.§ 1er. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives au fonctionnement en mode synchrone avec le réseau dans des plages de fréquence et pendant des durées précises, telles que visées à son article 13, paragraphe 1er, ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, § 2, sont applicables à toutes les installations de stockage d'énergie non-synchrone de types A à D visées à l'article 35, § 4.

Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la capacité à supporter des vitesses de variation de la fréquence et à rester connecté au réseau auquel l'installation de stockage d'énergie non-synchrone est raccordé, ainsi que les exigences techniques complémentaires visées à l'article 83, § 2, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types A à D visés à l'article 35 § 4. § 2. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives au mode de réglage restreint à la surfréquence (mode LFSM-O) et à la sous-fréquence (mode LFSM-U), telles que fixées à ses articles 13, paragraphe 2 et 15, paragraphe 2, sont applicables à toutes les installations de stockage d'énergie non-synchrone de types A à D visées à l'article 35, § 4.

En outre, en cas de larges variations de fréquence, les installations de stockage d'énergie non-synchrone contribuent en priorité à la stabilité de la fréquence en augmentant ou réduisant l'injection ou l'absorption de la puissance active, selon la figure et les paramètres ci-après :

Pour la consultation du tableau, voir image

Parameters

Standaardwaarden

Para-mètres

Valeurs par défaut

f1

49.8 Hz

f1

49.8 Hz

f2

50.2 Hz

f2

50.2 Hz

s1

1% te selecteren binnen een bereik van 1% en 12%

s1

1% sélectionnable dans une plage entre 1% and 12%

s2

5% te selecteren binnen een bereik van 1% en 12%

s2

5% sélectionnable dans une plage entre 1 % et 12%

Regelduur

Zo snel mogelijk en niet langer dan 15 seconden

Temps de réglage

Aussi rapidement que possible et pas plus que 15 secondes

Reactietijd

Als standaard zo snel als technisch (zonder opzettelijke vertraging), specifieke bepalingen kunnen van toepassing zijn in overleg met de transmissienetbeheerder

Temps de réaction

Par défaut aussi rapidement que techniquement possible (sans délai intentionnel), des dispositions spécifiques pourraient être applicables en accord avec le gestionnaire du réseau de transport

En application de l'article 15, paragraphe 3, b), du code de réseau européen E&R, les installations de stockage d'énergie non-synchrone se déconnectent automatiquement du réseau de transport lorsqu'ils ne peuvent pas basculer en mode de décharge en suivant le fonctionnement du mode de réglage restreint à la sous-fréquence (mode LFSM-U), avant l'activation du schéma automatique de délestage de la consommation en cas de fréquence basse. Le découplage peut seulement être imposé de manière systématique et est accepté dans le cas où le mode de décharge ne peut pas être atteint avant de seuil de fréquence de à 49 Hz.

Dans ce contexte, les propriétaires des installations de stockage d'énergie non-synchrone peuvent fixer en accord avec le gestionnaire du réseau de transport des limites minimales et/ou maximales de leur état de chargement dans le cadre juridique pertinent, lorsque des raisons justifiées de sécurité ou de besoins techniques le requièrent. § 3. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la réduction de puissance maximale admissible en cas de chute de fréquence, telles que fixées à son article 13, paragraphe 4, ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, § 4, ne sont applicables à aucune installation de stockage d'énergie non-synchrone visé à l'article 35, § 4. § 4. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à l'interface pour l'arrêt de l'injection de puissance active, telles que fixées à son article 13, paragraphe 6, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de type A raccordées au réseau de transport. En outre, tout installation de stockage d'énergie non-synchrone de type A raccordé au réseau de transport est capable de réduire la production ou l'absorption de puissance active à zéro après une instruction via une interface logique dans un délai de 5 secondes.

Le gestionnaire du réseau de transport peut imposer dans le cadre juridique pertinent, les caractéristiques des équipements permettant de commander à distance cet arrêt de production ou d'absorption sur base des signaux suivants envoyés par le gestionnaire du réseau de transport :

Signal#

Verzoek tot stoppen absorptie of injectie van actief vermogen

Binair 1: Verzoek actief 0: Einde van verzoek

Signal#

Demande de cesser l'absorption ou l'injection de puissance active

Binaire 1 : Demande active 0 : Fin de la demande

§ 5. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la connexion automatique, telles que fixées à son article 13, paragraphe 7, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types A, B et C. La connexion automatique de tout installation de stockage d'énergie non-synchrone de types A à C visé à l'article 35, § 4, répond aux conditions suivantes : 1° la fréquence se situe entre 49.9 et 50.1 Hz ; et 2° le niveau de tension se situe entre 0.85 p.u et 1,1 p.u de la tension nominale ; et 3° la temporisation minimale avant reconnexion est d'une durée de soixante secondes. Suite à la connexion, l`installation de stockage d'énergie non-synchrone est capable de limiter la vitesse maximale admissible d'augmentation de la puissance active à 20 % du Pmax par minute tant en mode de charge que de décharge. En cas de connexion suite à une perturbation sur le réseau de transport, la vitesse maximale admissible pour l'augmentation de la production de puissance active est limitable à 10 % du Pmax par minute tant en mode de charge que de décharge.

Toute installation de stockage d'énergie non-synchrone de type B ou C raccordé au réseau de transport, est soumis à l'autorisation préalable du gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent pour pouvoir se connecter automatiquement au réseau de transport.

Par ailleurs, les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la reconnexion au réseau après une déconnexion fortuite, telles que fixées à son article 14, paragraphe 4, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types B, C et D visés à l'article 35, § 4.

A cet égard, la reconnexion automatique après une déconnexion fortuite de tout installation de stockage d'énergie non-synchrone de types B, C et D visé à l'article 35, § 4, répond aux conditions suivantes : 1° la fréquence se situe entre 49.9 et 50.1 Hz ; et 2° le niveau de tension se situe entre 0.9 p.u et 1,1 p.u de la tension nominale ; et 3° la temporisation minimale avant reconnexion est d'une durée de soixante secondes. Suite à la reconnexion, l'installation de stockage d'énergie non-synchrone limite la vitesse maximale admissible d'augmentation de la production de puissance active à 10% du Pmax par minute, tant en mode de charge que de décharge.

La reconnexion automatique après une déconnexion fortuite est interdite pour toutes les installations de stockage d'énergie non-synchrone de types B, C et D raccordés au réseau de transport, sauf autorisation préalable du gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent pour pouvoir se connecter automatiquement au réseau de transport. § 6. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives au taux de variation de la production de puissance active, telles que fixées à son article 15, paragraphe 6, e), sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types A, B, C et D raccordés au réseau de transport. Le gestionnaire du réseau de transport peut spécifier le cadre juridique pertinent, pour les installations de stockage d'énergie non-synchrone de types A, B, C et D raccordées au réseau de transport, des limites maximales de taux de variation de la puissance active, tant en mode de charge que de décharge, exprimées en points de pourcentage du Pmax par seconde. § 7. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la commande à distance de la réduction de la production de puissance active, telles que fixées à son article 14, paragraphe 2, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de type B raccordées au réseau de transport.

Tout installation de stockage d'énergie non-synchrone de type B raccordé au réseau de transport est capable d'atteindre la consigne de l'injection ou de l'absorption de la puissance active dans un délai maximum de 1 minute et avec une précision de 5% de la consigne de puissance active, après réception du signal externe communiquant cette instruction à l'installation de stockage d'énergie non-synchrone.

Le gestionnaire du réseau de transport peut imposer dans le cadre juridique pertinent les caractéristiques des équipements permettant de commander à distance la réduction de l'injection ou de l'absorption de la puissance active sur base de signaux suivants envoyés par le gestionnaire du réseau de transport :

Signaal#

Toestemming voor herinschakeling

Binary 0: Geen herinscha-keling 1: Toestem-ming

Signal#

Autorisation de recon-nexion

Binaire 0: Pas de reconnexion 1: autorisation de reconnexion

Signaal#

Verzoek tot reductie van absorptie of injectie van actief vermogen

Binair 1: Verzoek actief 0: Einde van verzoek

Signal#

Demande de réduire l'absorption ou l'injection de puissance active

Binaire 1: Demande Active 0: Fin de Demande

Signaal#

Instelpunt voor actief vermogen in MW

Waarde Opladen / ontladen

Signal#

Point de consigne de puissance active exprimé en MW

Valeur Absorption / Injection

§ 8. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives aux échanges de données, telles que visées à son article 14, paragraphe 5, ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types B, C et D raccordées au réseau de transport.

En outre, les installations de stockage d'énergie non-synchrone de types B, C et D raccordées au réseau de transport communiquent au gestionnaire du réseau de transport les données suivantes : 1° les données structurelles reprises dans le tableau ci-dessous :

EG

Bruto Energie Capaciteit

[MWh]

EG

Capacité Energie Brute

[MWh]

Enet

Netto Energie Capaciteit

[MWh]

Enet

Capacité Energie Nette

[MWh]

Pmax

Maximaal actief vermogen

[MW]

Pmax

Puissance maximale

[MW]

SOCmin

Minimum ladingsniveau

[%]

SOCmin

Etat de charge minimum

[%]

SOCmax

Maximum ladingsniveau

[%]

SOCmax

Etat de charge maximum

[%]

Rch

Maximale opladings-snelheid

[MW/min]

Rch

Taux de charge maximum

[MW/min]

Rdis

Maximale ontladings-snelheid

[MW/min]

Rdis

Taux de décharge maximum

[MW/min]

2° les données en temps réel, si techniquement disponibles, reprises dans le tableau ci-dessous :

SOC

ladingsniveau

[%]

SOC

Etat de charge

[%]

§ 9.Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la capacité de réglage et à la plage de réglage de la puissance active, telles que fixées à son article 15, paragraphe 2, a), du code de réseau européen RfG, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types C et D raccordées au réseau de transport.

Les installations de stockage d'énergie non-synchrone de types C et D raccordées au réseau de transport sont capable d'atteindre leur production de puissance active, en mode de charge et de décharge, en application de la consigne du gestionnaire du réseau de transport dans un délai maximum de 1 minute (Ts) et avec une précision de 5% par rapport à la marge de tolérance envers la consigne.

La marge de tolérance est fixée selon le diagramme ci-dessous :

Pour la consultation du tableau, voir image § 10. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives au mode de sensibilité à la fréquence (mode FSM), telles que fixées à son article 15, paragraphe 2, d), ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, § 9, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types C et D raccordées au réseau de transport, en tenant compte des éventuelles spécificités des réservoirs à énergie limitée définies dans les lignes directrices européennes SOGL et, le cas échéant, dans le cadre juridique pertinent. § 11. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la restauration de la fréquence, telles que visées à son article 15, paragraphe 2, e), ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, § 10, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types C et D raccordées au réseau de transport, en tenant compte des éléments fixés dans le cadre juridique pertinent. § 12. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives au suivi en temps réel du mode FSM, telles que fixées à son article 15, paragraphe 2, g), ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, § 10, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types C et D raccordées au réseau de transport, en tenant compte des éléments fixés dans le cadre juridique pertinent. CHAPITRE 3. - Exigences techniques relatives à la robustesse et la tenue aux creux de tension pour l'installations de stockage d'énergie non-synchrone

Art. 98.Le gestionnaire du réseau de transport impose dans le cadre juridique pertinent aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types B et C raccordées au réseau de transport, des exigences techniques relatives à la robustesse, en particulier à la tenue aux creux de tension, en mode de charge et de décharge, telles que celles visées à l'article 20, paragraphe 3, du code de réseau européen RfG, ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 95.

Les installations de stockage d'énergie non-synchrone de type D raccordées au réseau de transport respectent en outre les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la tenue aux creux de tension en cas de défauts symétriques et asymétriques, telles que visées à son article 22, ainsi que les exigences techniques complémentaires visées à l'article 94, en mode de charge et de décharge.

Dans le cas où ce parc dispose des capacités de tenue aux creux de tension, le propriétaire du parc communique les réglages des protections de son parc au gestionnaire du réseau de transport pour que ce dernier les valide. CHAPITRE 4. - Exigences techniques relatives à la stabilité en tension et à la capacité en puissance réactive des installations de stockage d'énergie non-synchrone

Art. 99.§ 1er. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la stabilité en tension et à la capacité en puissance réactive, telles que fixées à ses articles 20, paragraphe 2, a) et 21, paragraphe 3, a) à c), sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone respectivement pour le type B et pour les types C et D raccordées au réseau de transport, en mode de charge et de décharge. Par exception à l'article 37, § 2, les exigences relatives à la capacité à fournir et/ou absorber de la puissance réactive et applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de type B raccordées au réseau de transport, en application de l'article 20, paragraphe 2, a), du code de réseau européen RfG, sont évaluées du côté secondaire du transformateur de l'installation de stockage d'énergie non-synchrone ou au terminal de leur convertisseur en absence de transformateur élévateur.

Les capacités de puissance réactive déterminées par le profil Q-P sont représentées par les diagrammes suivants pour le mode de charge et de décharge:

Pour la consultation du tableau, voir image Capacité réactive pour installation de stockage d'énergie non-synchrone Type B. Pour la consultation du tableau, voir image Profil U-Q/PD pour SPM types B : exigences relatives à la puissance réactive pour différents niveaux de tension ;

Les exigences relatives à la capacité en puissance réactive fixées à l'article 21, paragraphe 3, a) à c), du code de réseau européen RfG, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types C et D raccordées au réseau de transport. Elles sont représentées par le diagramme suivant pour le mode de charge et de décharge :

Pour la consultation du tableau, voir image Capacité réactive pour installation de stockage d'énergie non-synchrone type C et D. Pour la consultation du tableau, voir image Profil U-Q/PD pour SPM types C et D : exigences relatives à la puissance réactive pour les niveaux de tension (pointillé pour les tensions nominales au-dessus de 300 kV).

Les exigences relatives à la capacité en puissance réactive fixées à l'article 21, paragraphe 3, d) à e), du code de réseau européen RfG, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types C et D raccordées au réseau de transport.

En application de l'article 21, paragraphe 3, d), du code de réseau européen RfG, toute installation de stockage d'énergie non-synchrone de type C et D raccordé au réseau de transport est capable de fournir la puissance réactive automatiquement conformément aux articles 62 à 69, tant par mode de réglage de la tension, par mode de réglage de la puissance réactive, que par mode de réglage du facteur de puissance, et ce tant en mode de charge que de décharge.

En application de l'article 21, paragraphe 3, a) à c), du code de réseau européen RfG, une installation de stockage d'énergie non-synchrone de type C ou D raccordé au réseau de transport est capable de fournir/absorber de la puissance réactive selon le diagramme suivant. Il satisfait aux exigences relatives à la stabilité en tension au point de raccordement selon le diagramme suivant, dans le respect des principes visés aux articles 62 à 69 :

Pour la consultation du tableau, voir image Upcc indique la tension au niveau du point de raccordement.

Le gain de la boucle de réglage est fixé dans le cadre juridique pertinent par le gestionnaire du réseau de transport, en accord avec le propriétaire de l'installation de stockage d'énergie non-synchrone de générateurs de type C ou D raccordé au réseau de transport, en application de ce diagramme, de telle sorte que le coefficient de sensibilité relative g%_eq soit compris entre 18 et 25, tel qu'exprimé dans la formule ci-dessous:

Pour la consultation du tableau, voir image où les coefficients utilisés ont le sens donné à l'article 67.

Pnom devient Pmax.

Les valeurs pour g%_eq peuvent être transformées et sont en ligne avec les valeurs pour la pente de tension, dans un intervalle de et au moins 2 à 7%, tel que précisé dans l'article 21, paragraphe 3, d), ii, du code de réseau européen RfG. En application de l'article 21, paragraphe 3, e), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire du réseau de transport fixe dans le cadre juridique pertinent, la priorité à donner à la contribution en puissance active ou réactive, le cas échéant en coordination avec le gestionnaire de réseau auquel ce parc est raccordé et ce tant en mode de charge que de décharge. § 2. Le gestionnaire du réseau de transport peut imposer en fonction des capabilités techniques des installations de stockage d'énergie non-synchrone de types B, C et D raccordées au réseau de transport, dans le cadre juridique pertinent, des exigences techniques relatives à l'activation d'injection ou absorption rapide de courant de défaut en mode de charge et de décharge, telles que celles fixées à l'article 20, paragraphe 2, b) et c), du code de réseau européen RfG ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 93, § 3, en mode de charge et de décharge.

Le gestionnaire du réseau de transport peut imposer en fonction des capabilités techniques des installations de stockage d'énergie non-synchrone de types B, C et D raccordées au réseau de transport, dans leur contrat de raccordement, des exigences techniques relatives au rétablissement de la puissance active après défaut telles que fixées à l'article 20, paragraphe 3, a) et b), du code de réseau européen RfG. La valeur de l'amplitude et le délai de rétablissement de la puissance active sont fixés dans le cadre juridique pertinent. § 3. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la stabilité en tension et en particulier la capacité de se déconnecter automatiquement lorsque la tension atteint des seuils spécifiques, telles que visées à son article 15, paragraphe 3 et 16, paragraphe 2, c), ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 85, §§ 1er et 2, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de type C et D raccordées au réseau de transport. § 4. Tout installation de stockage d'énergie non-synchrone de type A, B, C raccordé au réseau de transport ou aux réseaux de transport local reste connecté au réseau de transport et aux réseaux de transport local dans les plages de tension suivantes :

Span-ningsbe-reiken

Werkingsduur

Plages de tension

Durée de fonctionnement

Spanningsniveaus lager dan 300 kV

0,85 pu - 0,90 pu

60 minuten

Niveaux de tension inférieur à 300 kV

0.85 pu - 0.90 pu

60 minutes

0.90 pu - 1.118 pu

Onbegrensd

0.90 pu - 1.118 pu

Illimité

1,118 pu - 1,15 pu

Te bepalen tussen de relevante netbeheerder en de eigenaar van de elektriciteitsproductieeenheid, in het relevant juridisch kader

1.118 pu - 1.15 pu

A convenir entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'unité de production d'électricité, dans le cadre juridique pertinent

Span-ningsni-veaus hoger dan 300 kV (voor een aanslui-ting op het 380 kV net, 1 pu = 400 kV)

0,85 pu - 0,90 pu

60 minuten

Niveaux de tension supérieurs à 300 kV (pour un raccordement au réseau 380 kV, 1 pu = 400 kV)

0.85 pu - 0.90 pu

60 minutes

0,90 pu - 1,05 pu

Onbegrensd

0.90 pu - 1.05 pu

Illimité

1,05 pu - 1,10 pu

Te bepalen tussen de relevante netbeheerder en de eigenaar van de elektriciteitsproductieeenheid, in het relevant juridisch kader

1.05 pu - 1.10 pu

A convenir entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'unité de production d'électricité, dans le cadre juridique pertinent

En application de l'article 16, paragraphe 2, a) et b), du code de réseau européen RfG, tout installation de stockage d'énergie non-synchrone de type D raccordée au réseau de transport ou aux réseaux de transport local doit rester connecté au réseau de transport et aux réseaux de transport local dans les plages de tension suivantes :

Span-nings-bereiken

Werkings-duur

Plages de tension

Durée de fonctionnement

Spanningsniveaus lager dan 300 kV

0,85 pu - 0,90 pu

60 minuten

Niveaux de tension inférieur à 300 kV

0.85 pu - 0.90 pu

60 minutes

0.90 pu - 1.118 pu

Onbegrensd

0.90 pu - 1.118 pu

Illimité

1,118 pu - 1,15 pu

20 minuten

1.118 pu - 1.15 pu

20 minutes

Spanningsniveaus hoger dan 300 kV (voor een aansluiting op het 380 kV net, 1 pu = 400 kV)

0,85 pu - 0,90 pu

60 minuten

Niveaux de tension supérieurs à 300 kV (pour un raccordement au réseau 380 kV, 1 pu = 400 kV)

0.85 pu - 0.90 pu

60 minutes

0,90 pu - 1,05 pu

Onbegrensd

0.90 pu - 1.05 pu

Illimité

1,05 pu - 1,10 pu

20 minuten

1.05 pu - 1.10 pu

20 minutes

§ 5. Chaque propriétaire de installation de stockage d'énergie de types B, C et D ayant un point d'accès au réseau de transport, à l'exception des installations de stockage d'énergie situées au sein d'un CDS, communique au gestionnaire du réseau de transport la capacité totale en puissance réactive de ce parc, ainsi que, pour une installation de stockage d'énergie de type B, la capacité à contrôler la tension, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire du réseau de transport selon les modalités fixées dans le cadre juridique pertinent. CHAPITRE 5. - Exigences techniques relatives à la reconstitution du réseau des installations de stockage d'énergie non-synchrone

Art. 100.Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la reconstitution du réseau, telles que fixées à son article 15, paragraphe 5, b) et c), ainsi que les exigences techniques complémentaires visées à l'article 86, sont applicables aux installations de stockage d'énergie non-synchrone de types C et D, en mode de charge et de décharge.

TITRE 5 - Exigences techniques complémentaires pour les nouveaux systèmes HVDC et les nouveaux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu CHAPITRE 1er. - Dispositions générales

Art. 101.§ 1er. Le présent titre établit des exigences techniques complémentaires, par rapport aux exigences techniques générales du code de réseau européen HDVC, pour les nouveaux systèmes HDVC et les nouveaux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu et les nouvelles stations de conversion HVDC à l'extrémité isolée.

Toutes les exigences et conditions spécifiques que le gestionnaire du réseau de transport doit ou peut spécifier pour un nouveau système HVDC déterminé, un nouveau parc non synchrone de générateurs raccordés déterminé ou une nouvelle station de conversion HVDC à l'extrémité isolée déterminée ou devant être convenues entre le gestionnaire du réseau de transport et ce même utilisateur du réseau de transport, en application du code de réseau européen HVDC, seront déterminés respectivement unilatéralement ou fixés de commun accord dans le cadre juridique pertinent, qu'une référence à ces exigences et conditions spécifiques soit reprise ou non dans le présent chapitre. § 2. Conformément à l'article 38, du code de réseau européen HVDC, les exigences techniques relatives aux parcs non synchrones de générateurs en mer en vertu des articles 13 à 22, du code de réseau européen RfG ainsi que leur implémentation dans le présent arrêté s'appliquent aussi aux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu. Le classement en catégories établi à l'article 5, du code de réseau européen RfG et à l'article 35, § 2, s'applique aux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu. § 3. Conformément à l'article 46 du code de réseau européen HVDC, les exigences techniques prévues aux articles 11 à 39, du code de réseau européen HVDC, s'appliquent aux stations de conversion HVDC à l'extrémité isolée, compte tenu des exigences spécifiques prévues aux articles 47 à 50, du code de réseau européen HVDC. CHAPITRE 2. - Exigences techniques complémentaires relatives au réglage de puissance active et au maintien de la fréquence Section 1re. - Exigences techniques complémentaires relatives au

réglage de puissance active et au maintien de la fréquence des raccordements en HVDC

Art. 102.§ 1er. En application de l'article 11, paragraphes 1er et 2, et de l'annexe I, du code de réseau européen HVDC, tout système HVDC est capable de rester connecté au réseau de transport et de fonctionner dans les plages de fréquence et les durées suivantes pour la plage de puissance de court-circuit telle que spécifiée par le gestionnaire du réseau de transport en application de l'article 32, paragraphe 2, du code de réseau européen HVDC à moins que des plages de fréquence plus larges ou des durées minimales de fonctionnement plus longues ne soient prévues dans cadre juridique pertinent : 1° pendant une durée minimale de 60 secondes si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 47,0 Hz et 47,5 Hz ;et 2° sans limite dans le temps si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 47,5 Hz et 51,5 Hz ;et 3° pendant une durée minimale de 30 minutes si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise entre 51,5 Hz et 52,0 Hz. § 2. En application de l'article 11, paragraphe 4, du code de réseau européen HVDC, en cas de limitation technique, la réduction maximale admissible de fourniture de puissance active à partir du point de fonctionnement d'un système HVDC ne peut dépasser 2%/Hz lorsque la fréquence du réseau en courant alternatif auquel le system HVDC est connecté descend en dessous de 49 Hz. § 3. En application de l'article 13, paragraphe 1er, c), du code de réseau européen HVDC, un système HVDC est capable d'inverser rapidement la puissance active. L'inversion de la puissance est rendue possible de la puissance active maximale dans un sens jusqu'à la puissance active maximale dans l'autre sens, aussi rapidement que techniquement possible mais en tout cas dans un délai inférieur à 2 secondes. § 4. En application de l'article 13, paragraphe 3, du code de réseau européen HVDC, les fonctions de régulation d'un système HVDC sont capables d'appliquer des actions correctives automatiques, notamment, mais pas seulement, l'arrêt de la rampe et le blocage des modes FSM, LFSM-O, et LFSM-U et du réglage de la fréquence.

Les critères de déclenchement et de blocage sont spécifiés par le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent. § 5. En application de l'article 15, du code de réseau européen HVDC et de son annexe II.A., en fonctionnement en mode FSM, un système HVDC est capable de répondre aux variations de fréquence de chaque réseau en courant alternatif raccordé en ajustant la puissance active comme indiqué dans le code de réseau européen HVDC et conformément aux paramètres spécifiés par le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent.

A la suite d'un échelon de fréquence, le système HVDC est capable d'ajuster la puissance active de telle manière que la réponse en puissance active aux variations de fréquence soit conforme aux paramètres spécifiés par le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent.

En application de l'article 15, du code de réseau européen HVDC et de son annexe II.B., concernant le mode de réglage restreint à la surfréquence (LFSM-O), un système HVDC est capable d'ajuster la réponse en puissance active aux variations de fréquence aussi rapidement que techniquement faisable intrinsèquement, avec un retard initial aussi bref que possible et une durée d'activation complète déterminée à 2 secondes, à moins qu'une durée différente ne soit prévue dans le cadre juridique pertinent.

Le seuil de fréquence et les valeurs de statisme visés à l'annexe II.B.1. a), du code de réseau européen HVDC sont ajustables entre 50.2 Hz et 50.5 Hz pour le seuil de fréquence et à partir de 0,1% à la hausse pour la valeur de statisme minimale. La valeur de statisme minimale à maintenir est déterminée dans le cadre juridique pertinent.

En application de l'article 15, du code de réseau européen HVDC et de son annexe II.C., concernant le mode de réglage restreint à la sous-fréquence (LFSM-U), un système HVDC est capable d'ajuster la réponse en puissance active aux variations de fréquence aussi rapidement que techniquement faisable intrinsèquement, avec un retard initial aussi bref que possible et une durée d'activation complète déterminée à 2 secondes, à moins qu'une durée différente ne soit prévue dans le cadre juridique pertinent.

Le seuil de fréquence et les valeurs de statisme visés à l'annexe II.C.1. a), du code de réseau européen HVDC sont ajustables entre 49.8 Hz et 49.5 Hz pour le seuil de fréquence et à partir de 0,1% à la hausse pour la valeur de statisme minimale. La valeur de statisme minimale à maintenir est déterminée dans le cadre juridique pertinent. Section 2. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

fréquence, applicables aux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu

Art. 103.Conformément aux articles 39, paragraphes 4 à 9, du code de réseau européen HVDC, les articles 13, paragraphes 2 et 3, 15, paragraphe 2, a), c), d) et e), du code de réseau européen RfG, ainsi que, le cas échéant, leur implémentation dans le présent arrêté, sont applicables aux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu en tenant compte des spécificités reprises à l'article 39, paragraphes 4 à 9, du code de réseau européen HVDC. CHAPITRE 3. - Exigences techniques complémentaires relatives au réglage de la puissance réactive et au maintien de la tension et relatives à la tenue aux creux de tension Section 1re. - Exigences techniques complémentaires relatives au

réglage de la puissance réactive et au maintien de la tension des raccordements en HVDC

Art. 104.§ 1er. En application de l'article 18, du code de réseau européen HVDC et de son annexe III, une station de conversion HVDC est capable de rester connectée au réseau de transport et de fonctionner pour le courant maximal du système HVDC, dans les plages de tension du réseau de transport au point de raccordement (exprimée par la tension au point de raccordement rapportée à la tension de référence 1 pu) et pendant les durées suivantes, à moins que des plages de tension plus larges ou des durées minimales de fonctionnement plus longues ne soient prévues dans le cadre juridique pertinent : 1° sans limite dans le temps dans la plage de tension entre 0,85 pu et 1,118 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 110 kV et 300 kV (cette valeur non incluse) ;et 2° pendant une durée minimale de 10 heures dans la plage de tension entre 1,118 pu et 1,15 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 110 kV et 300 kV (cette valeur non incluse) ;et 3° sans limite dans le temps dans la plage de tension entre 0,85 pu et 1,05 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 300 kV et 400 kV (ces deux valeurs incluses) ;et 4° pendant une durée minimale de 10 heures dans la plage de tension entre 1,05 pu et 1,0875 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 300 kV et 400 kV (ces deux valeurs incluses) ; et 5° pendant une durée minimale de 60 minutes pour la plage de tension entre 1,0875 pu et 1,10 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 300 kV et 400 kV (ces deux valeurs incluses) ; et 6° les durées minimales applicables aux points de raccordement pour les tensions de référence 1 pu en courant alternatif lorsque la base de tension pour les valeurs se situe en dehors de la plage entre 110 kV et 400 kV (ces deux valeurs incluses) sont les mêmes que lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 300 kV et 400 kV (ces deux valeurs incluses) ;et 7° pendant une durée minimale à spécifier par le gestionnaire du réseau de transport pour les points de raccordement exploités pour les tensions de référence 1 pu en courant alternatif qui ne sont pas couvertes par l'annexe III, du code de réseau européen HVDC. § 2. En application de l'article 18, paragraphe 3, du code de réseau européen HVDC, une station de conversion HVDC peut se déconnecter automatiquement lorsque les valeurs de tension au point raccordement sortent des limites spécifiées ci-dessous.

Une station de conversion HVDC est ainsi être capable de rester connectée au réseau de transport aussi longtemps que les limites suivantes sont respectées à moins que des limites plus strictes ne soient spécifiées dans le cadre juridique pertinent :

Tijd [ms]

Spanningsampli-tude [pu]

Temps [ms]

Amplitude de tension [pu]

T<0 ms

1.0

T<0 ms

1.0

0

0

0

0

250

0 (lineaire verhoging tot het volgende punt)

250

0 (augmentation linéaire jusqu'au point suivant)

3000

0.9

3000

0.9

z/ (voor onbepaalde tijd)

0.9

z/ (pour un temps indéfini)

0.9

Pour la consultation du tableau, voir image Le gestionnaire du réseau de transport et le propriétaire du système HVDC conviennent des modalités et des réglages pour la déconnexion automatique dans le cadre juridique pertinent. § 3. En application de l'article 20, paragraphes 1er et 2, du code de réseau européen HVDC, le gestionnaire du réseau de transport spécifie dans le cadre juridique pertinent les exigences de capacité en puissance réactive qui s'appliquent aux points de raccordement lors de variations de tension. La proposition concernant ces exigences comprend un diagramme U-Q/Pmax dans les limites duquel la station de conversion HVDC est capable de fournir ou absorber de la puissance réactive à sa puissance active maximale. En application de l'article 20, paragraphe 3, du code de réseau européen HVDC, un système HVDC est capable de passer à n'importe quel point de fonctionnement à l'intérieur de son diagramme U-Q/Pmax dans un délai maximal de 100 millisecondes. § 4. Conformément à l'article 22, paragraphe 1er, du code de réseau européen HVDC, une station de conversion HVDC est capable de fonctionner dans les modes de réglage suivants : 1° réglage de la tension ; 2° réglage de la puissance réactive ;et 3° réglage du facteur de puissance. En application de l'article 22, paragraphe 2, du code de réseau européen HVDC, une station de conversion HVDC est également capable de fonctionner dans les modes de réglage suivants : 1° réglage de la puissance réactive dépendante de la tension : les caractéristiques de ce mode font l'objet d'un accord entre le gestionnaire du réseau de transport et le propriétaire du système HVDC dans le cadre juridique pertinent ;et 2° le mode STATCOM : l'ensemble des modes de contrôle spécifiés dans l'alinéa 1er et l'alinéa 2, 1°, est disponible sans échange de puissance active peu importe que les stations de conversion soient connectées entre elles ou non au moyen d'un câble ou une ligne en courant direct. En application de l'article 22, paragraphe 3, du code de réseau européen HVDC, dans le cas du mode de réglage de la tension, chaque station de conversion HVDC est capable de contribuer au réglage de la tension au point de raccordement, en utilisant ses capacités, sans préjudice des articles 20 et 21, du code de réseau européen HVDC, conformément aux caractéristiques de réglage suivantes : 1° la tension de consigne au point de raccordement est fixée au cas par cas par le gestionnaire du réseau de transport ;2° le réglage de la tension peut être effectué avec ou sans bande morte autour du point de consigne, sélectionnable dans une plage de zéro à + 5% de la tension de consigne.La bande morte est ajustable par échelons de 0,5% ; 3° à la suite d'un échelon de tension, la station de conversion HVDC est capable de réaliser 90% de la variation de la fourniture ou absorption de puissance réactive dans un temps de 100 millisecondes avec limiteur de gradient hors service.En outre, la station de conversion HVDC est équipée d'un limiteur de gradient de puissance réactive qui stabilise la tension dans une marge de 1% de la valeur définie par le gestionnaire du réseau de transport au cas par cas dans un laps de temps programmable allant de 1 à 60 secondes avec des échelons de 0,1 seconde ; 4° le mode de réglage de la tension inclut la capacité à faire varier la fourniture ou l'absorption de puissance réactive en s'appuyant sur une combinaison de modification de la tension de consigne et d'une autre composante spécifiée pour la puissance réactive.La pente de la composante spécifiée pour la puissance réactive est ajustable en ligne dans une plage de 1 à 50 Mvar/seconde avec des échelons de 0.1 Mvar/seconde.

En application de l'article 22, paragraphe 5, du code de réseau européen HVDC, dans le cas du mode de réglage du facteur de puissance, la station de conversion HVDC est capable de régler le facteur de puissance au point de raccordement jusqu'à une valeur de consigne, dans le respect des articles 20 et 21, du code de réseau européen HVDC. Les valeurs de consigne disponibles le sont par échelons ne dépassant pas un palier maximal autorisé spécifié à moins de 1 MVar pour la puissance réactive et à moins de 1 kV pour la tension. § 5. En application de l'article 23, du code de réseau européen HVDC, et en tenant compte des capacités d'un système HVDC, la contribution en puissance réactive est prioritaire en cas de tensions basses ou élevées, et en cas de défauts pour lesquels la tenue aux creux de tension est requise. § 6. Chaque système HVDC communique au gestionnaire du réseau de transport la capacité totale en puissance réactive de ce système, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire du réseau de transport selon les modalités fixées dans cadre juridique pertinent. Section 2. - Exigences techniques complémentaires en matière de tenue

aux creux de tension des raccordements en HVDC

Art. 105.§ 1er. En application de l'article 25, paragraphe 1er, et de l'annexe V, du code de réseau européen HVDC, le gestionnaire du réseau de transport spécifie dans le cadre juridique pertinent un gabarit de creux de tension.

En application de l'article 25, paragraphe 6, du code de réseau européen HVDC, les tenues aux creux de tension pour les cas de défauts asymétriques sont les suivantes : 1° la station de conversion HVDC est capable de régler les composantes inverses des courants et tensions ;2° il est possible de continuer l'injection de puissance active jusqu'à la valeur maximale prévue de puissance active ;3° un courant de distorsion de deuxième harmonique ne peut pas être transféré vers le côté en courant continu de la station de conversion HVDC ;4° le réenclenchement automatique des lignes aériennes en courant alternatif ne peut pas engendrer la déconnexion du système HVDC. § 2. En application de l'article 26, du code de réseau européen HVDC, un système HVDC est en mesure de rétablir la puissance active après un défaut aux valeurs définies d'avant défaut dans un délai maximal de 200 millisecondes. Le gestionnaire du réseau de transport peut spécifier dans le cadre juridique pertinent des grandeurs et profils temporels du rétablissement de la puissance active différents afin d'autoriser un rétablissement plus lent. Section 3. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

puissance réactive et de tension applicables aux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu

Art. 106.§ 1er. En application de l'article 40, paragraphe 1er, et de l'annexe VII, du code de réseau européen HVDC, un parc non synchrone de générateurs raccordé en courant continu est capable de rester connecté au réseau de stations de conversion HVDC à extrémité isolée et de fonctionner dans les plages de tension (par unité) et pendant les durées suivantes, à moins que des plages de tension plus larges ou des durées minimales de fonctionnement plus longues ne soient prévues dans le cadre juridique pertinent : 1° pendant une durée minimale de 60 minutes dans la plage de tension entre 0,85 pu et 0,90 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 110 kV et 300 kV (cette valeur non incluse) ;et 2° sans limite dans le temps dans la plage de tension entre 0,90 pu et 1,10 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 110 kV et 300 kV (cette valeur non incluse) ;et 3° sans limite dans le temps dans la plage de tension entre 1,10 pu et 1,118 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 110 kV et 300 kV (cette valeur non incluse) sauf indication contraire du gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent ;et 4° pendant une durée minimale à spécifier par le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent dans la plage de tension entre 1,118 pu et 1,15 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 110 kV et 300 kV (cette valeur non incluse) ;et 5° pendant une durée minimale de 60 minutes pour la plage de tension entre 0,85 pu et 0,90 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 300 kV et 400 kV (ces deux valeurs incluses) ; et 6° sans limite dans le temps dans la plage de tension entre 0,90 pu et 1,05 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 300 kV et 400 kV (ces deux valeurs incluses) ;et 7° pendant une durée minimale à spécifier par le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent dans la plage de tension entre 1,05 pu et 1,15 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 300 kV et 400 kV (ces deux valeurs incluses) ;et 8° pendant une durée minimale à spécifier par le gestionnaire du réseau de transport pour les points d'interface HVDC raccordés en courant alternatif et exploités à des plages de tensions qui ne sont pas couvertes par l'annexe VII du code de réseau européen HVDC. § 2. Chaque parc non synchrone de générateurs raccordé en courant continu communique au gestionnaire du réseau de transport la capacité totale en puissance réactive de ce parc, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire du réseau de transport selon les modalités fixées dans le cadre juridique pertinent . Section 4. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

puissance réactive et de tension applicables aux stations de conversion HVDC à l'extrémité isolée

Art. 107.§ 1er. En application de l'article 48, paragraphe 1er, et de l'annexe VIII, du code de réseau européen HVDC, une station de conversion HVDC à l'extrémité isolée est capable de rester connectée au réseau de stations de conversion HVDC à extrémité isolée et de fonctionner dans les plages de tension (pu) et pendant les durées suivantes, à moins que des plages de tension plus larges ou des durées minimales de fonctionnement plus longues ne soient prévues dans cadre juridique pertinent : 1° pendant une durée minimale de 60 minutes dans la plage de tension entre 0,85 pu et 0,90 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 110 kV et 300 kV (cette valeur non incluse) ;et 2° sans limite dans le temps dans la plage de tension entre 0,90 pu et 1,10 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 110 kV et 300 kV (cette valeur non incluse) ;et 3° sans limite dans le temps dans la plage de tension entre 1,10 pu et 1,12 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 110 kV et 300 kV (cette valeur non incluse) sauf indication contraire du gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent ;et 4° pendant une durée minimale à spécifier par le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent dans la plage de tension entre 1,12 pu et 1,15 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 110 kV et 300 kV (cette valeur non incluse) ;et 5° pendant une durée minimale de 60 minutes pour la plage de tension entre 0,85 pu et 0,90 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 300 kV et 400 kV (ces deux valeurs incluses) ; et 6° sans limite dans le temps dans la plage de tension entre 0,90 pu et 1,05 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 300 kV et 400 kV (ces deux valeurs incluses) ;et 7° pendant une durée minimale à spécifier par le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre juridique pertinent dans la plage de tension entre 1,05 pu et 1,15 pu lorsque la base de tension pour les valeurs pu est comprise entre 300 kV et 400 kV (ces deux valeurs incluses) ;et 8° pendant une durée minimale à spécifier par le gestionnaire du réseau de transport pour les points d'interface HVDC raccordés en courant alternatif et exploités à des tensions qui ne sont pas couvertes par l'annexe VIII, du code de réseau européen HVDC. § 2. Chaque station de conversion HVDC à l'extrémité isolée communique au gestionnaire du réseau de transport la capacité totale en puissance réactive de cette station, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire du réseau de transport selon les modalités fixées dans le cadre juridique pertinent. CHAPITRE 4. - Exigences techniques complémentaires applicables aux dispositifs de protection et aux réglages correspondants

Art. 108.En application de l'article 36, du code de réseau européen HVDC, les paramètres des différents modes de contrôle-commande et des réglages des protections du système HVDC peuvent être modifié dans la station de conversion HVDC. Le système HVDC doit être équipé d'une méthode sécurisée empêchant les changements non désirés et non prévus desdits paramètres.

Art. 109.Les exigences techniques complémentaires fixées aux articles 60 et 61 en matière de protection sont également applicables pour les nouveaux systèmes HVDC et les nouveaux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu.

TITRE 6 - Exigences techniques complémentaires pour les unités en mer, raccordés en courant alternatif CHAPITRE 1er. - Exigences techniques complémentaires pour les unités de production d'électricité synchrones en mer

Art. 110.§ 1er. Conformément à l'article 6, paragraphe 1er, du code de réseau européen RfG, et sous réserve des exigences techniques générales exhaustives découlant des articles 13 à 16, du code de réseau européen RfG et des exigences techniques générales exhaustives applicables aux unités de production d'électricité synchrones de type B (article 17, code de réseau européen RfG), type C (article 18, code de réseau européen RfG) et type D (article 19, code de réseau européen RfG) considérées comme nouvelles conformément à l'article 36, et sans préjudice des dispositions sous le paragraphe 2, les exigences techniques complémentaires relatives aux unités de production d'électricité de types B, C et D considérées comme nouvelles conformément à l'article 36, visées aux articles 82 à 87, et les exigences techniques complémentaires relatives aux unités de production d'électricité synchrones de types B, C et D considérées comme nouvelles conformément à l'article 36, visées aux articles 88 à 91, s'appliquent également aux unités de production d'électricité synchrones en mer. § 2. Si le gestionnaire du réseau de transport constate un besoin pour le réseau de transport et justifie, que ce besoin nécessite l'application d'une exigence technique à une future unité de production d'électricité synchrone en mer, et compte tenu de l'impact que peut avoir cette exigence technique sur cette unité de production d'électricité synchrone en mer, le gestionnaire du réseau de transport communique suffisamment à l'avance les besoins et la justification de l'application de l'exigence technique à cette unité de production d'électricité synchrone en mer.

Cette communication peut également prendre la forme d'une consultation publique lorsque cette exigence technique est susceptible d'être appliquée à plusieurs unités de production d'électricité synchrones en mer considérées comme nouvelles conformément à l'article 36. § 3. Le propriétaire d'une unité de production d'électricité synchrone en mer existante communique et démontre les capabilités de cette unité au gestionnaire du réseau de transport et la met à disposition du gestionnaire du réseau de transport, même si ces capabilités sont supérieures aux exigences réglementaires applicables. Cette mise à disposition peut seulement être refusée pour des raisons techniques et économiques dûment justifiées.

Cette mise à disposition se fait selon les modalités fixées dans le cadre juridique pertinent. § 4. Toute unité de production d'électricité synchrone en mer peut participer au plan de défense du réseau, conformément à l'article 31. CHAPITRE 2. - Exigences techniques pour parcs non synchrones de générateurs en mer dont le ou les points de raccordement ne se trouve(nt) pas en mer

Art. 111.Conformément à l'article 23, paragraphe 1er, du code de réseau européen RfG, et sous réserve des exigences techniques générales exhaustives découlant des articles 13 à 16, du code de réseau européen RfG et des exigences techniques générales exhaustives applicables aux nouveaux parcs non-synchrones de générateurs de types B, C et D, découlant respectivement des articles 20, 21 et 22, du code de réseau européen RfG, les exigences d'application générale pour les nouveaux parcs non-synchrones de générateurs en mer dont le ou les points de raccordement de raccordement ne se trouve(nt) pas en mer, sont celles reprises aux articles 112 à 123.

Le propriétaire du parc non-synchrone de générateurs en mer existant communique et démontre les capabilités de puissance réactive de ce parc au gestionnaire du réseau de transport et la met à disposition du gestionnaire du réseau de transport, même si ces capabilités sont supérieures aux exigences réglementaires applicables. Cette mise à disposition peut seulement être refusée pour des raisons techniques et économiques dûment justifiées. Cette mise à disposition se fait selon les modalités fixées dans le cadre juridique pertinent.

Tout parc non-synchrone de générateurs en mer peut participer au plan de défense du réseau, conformément à l'article 31. Section 1re. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

plage opérationnelle de tension

Art. 112.L'article 85, § 2, s'applique aux parcs non-synchrones de générateurs en mer. Section 2. - Exigences techniques complémentaires relatives à la plage

opérationnelle de fréquence

Art. 113.L'article 83 s'applique aux parcs non-synchrones de générateurs en mer. Section 3. - Exigences techniques complémentaires relatives au

comportement pendant des vitesses de vent élevées

Art. 114.En application de l'article 15, paragraphe 6, e), du code de réseau européen RfG, les fonctionnalités et limitations en termes de taux de variation de la puissance active (limites de rampe) aussi bien dans le sens d'une hausse que d'une baisse de la production de puissance active pour le parc non-synchrone de générateurs en mer sont convenues lors du processus de demande de raccordement entre le gestionnaire du réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport pour un site spécifique et tel que prévu dans le cadre juridique pertinent, en tenant compte des spécificités de la source d'énergie primaire, et de la sécurité du système et des besoins en termes de sécurité d'approvisionnement. Ces fonctionnalités et limitations permettent l'imposition de limites minimale et maximale en kW/sec.

Art. 115.Pour les parcs non-synchrones de générateurs en mer nouveaux qu'existants, l'utilisateur du réseau de transport communique au gestionnaire du réseau de transport et met à disposition de ce dernier les données de mesure du vent à hauteur de la nacelle d'au moins deux turbines convenues entre le gestionnaire du réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport, la direction du vent, la production d'électricité avec les coordonnées relatives de chaque turbine et les éventuelles indisponibilités des turbines. Les modalités pour la communication de ces données sont convenues et fixées dans le cadre juridique pertinent. Section 4. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

réduction de la puissance active

Art. 116.En application de l'article 15, paragraphe 2, a), du code de réseau européen RfG, un parc non-synchrone doit être capable de réduire, à la demande du gestionnaire du réseau de transport, sa puissance active vers un niveau convenu entre l'utilisateur du réseau de transport et le gestionnaire du réseau de transport. Cette réduction doit pouvoir être effectuée moyennant une pente de 25 % du Pmax par minute et ce sans déconnexion du réseau de transport. Le gestionnaire du réseau de transport accompagne sa demande de réduction d'un signal d'activation/désactivation et une consigne de la puissance active demandée à l'utilisateur du réseau de transport. Section 5. - Exigences techniques complémentaires relatives au LFSM-O

et LFSM-U

Art. 117.L'article 92, §§ 1er et 2, s'appliquent au parc non-synchrone de générateurs en mer, respectivement pour le LFSM-O et le LFSM-U. Section 6. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

fourniture de puissance réactive

Art. 118.§ 1er. Les dispositions de l'article 93, § 2, relatives aux parcs non-synchrones de générateurs de type C ou D s'appliquent au parc non-synchrone de générateurs en mer.

L'utilisateur de réseau de transport communique la capabilité du parc non-synchrone de générateurs de type éolienne, la démontre et la met à disposition de gestionnaire du réseau de transport compétent, pour autant que cette capacité soit supérieure aux exigences minimum prescrites. Cette mise à disposition peut seulement être refusée pour des raisons techniques et économiques dûment justifiées. Cette mise à disposition se fait selon les selon les modalités fixées dans le cadre juridique pertinent. La vitesse de réaction dans la courbe de capabilité est convenue lors du processus de demande de raccordement entre le gestionnaire du réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport lors du processus de demande de raccordement pour un site spécifique et fixée dans le cadre juridique pertinent. § 2. En cas d'indisponibilité, accidentelle ou planifiée, de générateurs dans un parc non-synchrone de générateurs, l'utilisateur du réseau de transport notifie au gestionnaire du réseau de transport le Pref qui en résulte et qui est exprimé en un pourcentage du Pmax. Section 7. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

stabilité en tension et au réglage de la puissance réactive

Art. 119.L'article 93, § 1er, s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer. Section 8. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

déconnexion du réseau

Art. 120.L'article 85, § 1er, s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer. Section 9. - Exigences techniques complémentaires relatives à la tenue

aux creux de tension

Art. 121.L'article 94, §§ 1er et 3, s'applique aux parcs non-synchrones de générateurs en mer. Section 10. - Exigences techniques complémentaires relatives à

l'injection de courant réactif en cas de défaut symétrique

Art. 122.L'article 93, § 3, s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer. Section 11. - Exigences techniques complémentaires relatives au

rétablissement de la puissance active après défaut

Art. 123.En application de l'article 20, paragraphe 3, du code de réseau européen RfG, tout parc de générateurs en mer est capable de rétablir la puissance active. Les paramètres de cette fonctionnalité et son activation sont convenus entre le gestionnaire du réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport pour un site spécifique et fixés dans le cadre juridique pertinent. CHAPITRE 3. - Exigences techniques pour les parcs non synchrones de générateurs en mer dont le ou les points de raccordement se trouve(nt) en mer

Art. 124.En application des articles 24 à 28, du code de réseau européen RfG, les exigences techniques complémentaires pour les nouveaux parcs non-synchrones de générateurs dont le ou les points de raccordement se trouve(nt) en mer, sont reprises aux articles 125 à 135.

Si le gestionnaire du réseau de transport constate un besoin pour le réseau de transport et justifie que ce besoin nécessite l'application d'une exigence technique pour un futur parc non-synchrone de générateurs en mer dont le ou les points de raccordement se trouve(nt) en mer, et compte tenu de l'impact que peut avoir cette exigence technique sur ledit parc non-synchrone de générateurs en mer, le gestionnaire du réseau de transport communique les besoins et la justification de l'application de l'exigence technique audit parc non-synchrone de générateurs en mer suffisamment en avance. Cette communication peut également prendre la forme d'une consultation publique lorsque cette exigence technique est susceptible d'être appliquée à plusieurs parcs non-synchrones de générateurs en mer.

Le propriétaire du parc non-synchrone de générateurs en mer existant dont le ou les points de raccordement se trouve(nt) en mer communique les capacités de ce parc, démontre ces capacités et les met à disposition au gestionnaire du réseau de transport, même si ces capacités sont supérieures aux exigences réglementaires applicables.

Cette mise à disposition peut seulement être refusée pour des raisons techniques et économiques sérieuses dûment justifiées. Cette mise à disposition se fait selon les modalités fixées dans le cadre juridique pertinent.

Tout parc non-synchrone de générateurs en mer peut participer au plan de défense du réseau, conformément à l'article 31. Section 1re. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

plage opérationnelle de tension

Art. 125.En application de l'article 25, paragraphe 1er, du code de réseau européen RfG, et sans préjudice de l'article 14, paragraphe 3, a), et de l'article 16, paragraphe 3, a), du même code de réseau et des durées définies dans le tableau 10 mentionné à l'article 25, paragraphe 1er, précité, un parc non-synchrone de générateurs en mer raccordé en courant alternatif est capable de rester connecté au réseau de transport et de fonctionner dans les plages de tension du réseau de transport au point de raccordement, exprimée par la tension au point de raccordement rapportée à la tension de référence 1 pu de moins de 300 kV, pour une durée de 20 minutes pour la plage de tension entre 1.118 pu - 1.15 pu. Section 2. - Exigences techniques complémentaires relatives à la plage

opérationnelle de fréquence

Art. 126.En application de l'article 24, du code de réseau européen RfG, un parc non-synchrone de générateurs en mer raccordé en courant alternatif, dans la zone d'équilibre, est capable d'au minimum fonctionner en mode synchrone avec le réseau de transport dans les plages de fréquence et pendant les durées mentionnées à l'article 83, § 1er, étant entendu que pour la plage de tension de 48,5 Hz - 49,0 Hz, la durée est illimitée. Section 3. - Exigences techniques complémentaires relatives au

comportement pendant des vitesses de vent élevées

Art. 127.L'article 114 s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer raccordé dont le ou les points de raccordement se trouvent en mer. Section 4. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

réduction de la puissance active

Art. 128.L'article 83, § 8, s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer raccordé dont le ou les points de raccordement se trouvent en mer. Section 5. - Exigences techniques complémentaires relatives au LFSM-O

et LFSM-U

Art. 129.L'article 92, §§ 1er et 2, s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer raccordé dont le ou les points de raccordement se trouvent en mer. Section 6. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

fourniture de puissance réactive

Art. 130.L'article 93, § 2, s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer raccordé dont le ou les points de raccordement se trouvent en mer. Section 7. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

stabilité en tension et au réglage de la puissance réactive

Art. 131.L'article 119 s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer raccordé dont le ou les points de raccordement se trouvent en mer. Section 8. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

déconnexion du réseau

Art. 132.L'article 85, § 1er, s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer raccordé dont le ou les points de raccordement se trouvent en mer. Section 9. - Exigences techniques complémentaires relatives à la tenue

aux creux de tension

Art. 133.L'article 94, §§ 1er et 3, s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer raccordé en mer. Section 10. - Exigences techniques complémentaires relatives à

l'injection de courant réactif et en cas de défaut symétrique

Art. 134.L'article 93, § 3, s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer raccordé dont le ou les points de raccordement se trouvent en mer. Section 11. - Exigences techniques complémentaires relatives au

rétablissement de la puissance active après défaut

Art. 135.L'article 123 s'applique à tout parc non-synchrone de générateurs en mer raccordé dont le ou les points de raccordement se trouvent en mer.

TITRE 7 - Exemptions

Art. 136.Une ou plusieurs des exigences techniques fixées dans le titre 3 du livre 6 ne sont pas applicables aux installations de raccordement ou aux installations d'utilisateurs de système, considérées comme nouvelles conformément à l'article 36, lorsque la CREG décide d'exonérer certaines catégories de nouvelles installations de raccordement ou d'utilisateurs de système de ces exigences techniques, à titre collectif, ou d'exonérer une nouvelle installation de raccordement ou une installation d'utilisateur de système à titre individuel. Ceci se fait conformément à la procédure de dérogation décrite à l'article 7, alinéa 3 et dans les codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC. Cette procédure de dérogation est, par analogie, également appliquée aux installations de stockage d'énergie non-synchrone.

LIVRE 8 - MODALITES SPECIFIQUES ENTRE LE GESTIONNAIRE DU RESEAU DE TRANSPORT ET LE GESTIONNAIRE D'UN RESEAU DE DISTRIBUTION PUBLIC OU UN RESEAU DE TRANSPORT LOCAL TITRE 1er - Relation du présent livre avec les autres livres du présent arrêté

Art. 137.Pour leurs installations respectives visées à l'article 35, § 3, 2° et 3°, les gestionnaires de réseau public de distribution respectent : 1° les dispositions du présent livre ;2° les autres dispositions du présent arrêté qui renvoient explicitement au présent livre ;3° les dispositions suivantes pour lesquelles les gestionnaires de réseau publics de distribution sont assimilés à des utilisateurs du réseau de transport ou à des utilisateurs de système, sans préjudice de la législation leur étant applicable en raison de l'utilisation du réseau de transport : a) livre 3 : les articles 18 à 20 ;b) livre 5 : les articles 24 et 26 à 28 ;c) livre 9: les articles 154 et 155 ;4° les dispositions des autres livres celles-ci sont applicables aux gestionnaires de réseau public de distribution en leur qualité de gestionnaire de réseau. TITRE 2 - Exigences techniques complémentaires CHAPITRE 1er. - Exigences techniques complémentaires pour les équipements d'échange d'informations

Art. 138.Les exigences techniques complémentaires pour les équipements d'échange d'information sont reprises à l'article 77. CHAPITRE 2. - Exigences techniques en matière de tension

Art. 139.Sans préjudice des exigences techniques découlant de codes de réseau et lignes directrices européens, le gestionnaire du réseau de transport fournit au gestionnaire de réseau public de distribution et au gestionnaire de réseau de transport local, conformément au cadre juridique pertinent, une tension au point d'interconnexion qui permet à ce gestionnaire de satisfaire à la norme de qualité EN 50160.

Conformément à l'article 20, du code de réseau européen DCC, le niveau déterminé de distorsion ou de fluctuation de la tension du réseau au point d'interconnexion ne peut pas dévier des valeurs déterminées à l'article 40 du présent arrêté. CHAPITRE 3. - Exigences techniques complémentaires pour les nouvelles installations visées à l'article 35, § 3, 2° et 3°

Art. 140.Pour leurs installations visées à l'article 35, § 3, 2°, 3° et 6°, considérées comme nouvelles conformément à l'article 36, et sans préjudice du respect des exigences techniques fixées dans les codes de réseaux et lignes directrices européens, le gestionnaire d'un réseau public de distribution et le gestionnaire d'un réseau de transport local respectent : 1° les exigences techniques générales complémentaires fixées aux articles 141 à 147, et 2° les exigences techniques générales et particulières complémentaires convenues dans le cadre juridique pertinent, le cas échéant, entre le gestionnaire du réseau de transport et le gestionnaire de réseau public de distribution, en application des codes de réseaux et lignes directrices européens. Conformément aux codes de réseaux européens DCC et RfG, et sans préjudice des spécifications aux livres 6 et 7 auxquelles les dispositions du présent livre renvoient le cas échéant, les articles 141 à 147 indiquent que les exigences d'application générale complémentaires découlent d'une proposition d'exigences du gestionnaire du réseau de transport en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent. Section 1re. - Exigences techniques complémentaires en matière de

puissance réactive

Art. 141.Conformément à l'article 15, paragraphe 1er, b) et c), du code de réseau européen DCC, les réseaux publics de distribution et le réseau de transport local raccordés au réseau de transport disposent, dans leurs réseaux, des capacités nécessaires afin d'être capables de maintenir le point de fonctionnement de leur(s) point(s) d'interconnexion en régime permanent dans une plage de puissance réactive spécifiée sur proposition du gestionnaire du réseau de transport, en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent pour la zone de réglage, conformément aux conditions suivantes : 1° la plage effective de puissance réactive pour l'absorption de puissance réactive ne dépasse pas 33% de la puissance active maximale en soutirage ou de la puissance active maximale en injection, la plus grande valeur des deux étant retenue, pour l'absorption de puissance réactive (consommation), si la tension au point d'interconnexion est égale à ou dépasse 30 kV ;2° la plage effective de puissance réactive pour l'absorption de puissance réactive ne dépasse pas 21% de la puissance active maximale en soutirage ou de la puissance active maximale en injection, la plus grande valeur des deux étant retenue, pour l'absorption de puissance réactive (consommation), si la tension au point d'interconnexion est inférieure à 30 kV ;3° la plage effective de puissance réactive pour la fourniture de puissance réactive ne dépasse pas 15% de la puissance active maximale en soutirage ou de la puissance active maximale en injection, la plus grande valeur des deux étant retenue, pour la fourniture de puissance réactive (production d'électricité), étant entendu que la puissance active maximale en soutirage ou de la puissance active maximale en injection est soit égale à la capacité d'échange active minimale disponible au point d'interconnexion, en tenant compte des indisponibilités sur les éléments de réseau (N-1) si la tension au point d'interconnexion est inférieure à 30 kV, soit égale à la puissance mise à disposition si la tension au point d'interconnexion est égale à ou dépasse 30 kV.La capacité d'échange active minimale disponible au point d'interconnexion ainsi que la puissance mise à disposition sont toute deux reprises dans le cadre juridique pertinent.

Ces capacités doivent être démontrées par le gestionnaire d'un réseau public de distribution ou d'un réseau de transport local au gestionnaire du réseau de transport en sa capacité de gestionnaire du réseau de transport compétent pour la zone de réglage pour un nombre limité de scénarios de référence prédéfinis qui sont décrits dans le cadre juridique pertinent, mais n'exclut pas l'absorption ou la fourniture de puissance réactive en fonctionnement opérationnel en dehors des plages mentionnées ci-dessus.

D'autres limites peuvent être déterminées pour un point d'interconnexion spécifique ou un ensemble de points d'interconnexion sur base d'une analyse réalisée conjointement entre le gestionnaire du réseau de transport en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent pour la zone de réglage et le gestionnaire de réseau public de distribution, conformément à l'article. 15, paragraphe 1er, c), du code de réseau européen DCC. En outre, lorsque les moyens disponibles, incluant l'utilisation des moyens de réglage des unités de production d'électricité raccordée respectivement sur leur réseau public de distribution pu réseau de transport local, ne suffisent pas au respect de la plage de puissance réactive spécifiée ci-dessus et qu'un investissement s'avère nécessaire, une analyse conjointe entre le gestionnaire du réseau de transport en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent pour la zone de réglage et le gestionnaire de réseau public de distribution ou réseau de transport local sera réalisée, afin de déterminer la solution qui réponde le mieux notamment aux contraintes techniques et qui est optimale sur le plan économique, principe également appelé optimum technico-économique global dont les modalités pratiques de mise en application sont précisées dans le cadre juridique pertinent.

Art. 142.Toute exigence, par le gestionnaire du réseau de transport, que les réseaux publics de distribution raccordés à un réseau de transport aient la capacité, au point de raccordement, de ne pas fournir de puissance réactive (production) (à la tension de référence 1 pu) pour une puissance active inférieure à 25% de la puissance maximale en soutirage conformément à l'article 15, paragraphe 2, du code de réseau européen DCC, doit être justifiée par une analyse réalisée conjointement avec le gestionnaire de réseau de distribution raccordé au réseau de transport. Si cette exigence n'est pas justifiée au vu de l'analyse conjointe, le gestionnaire du réseau de transport et le gestionnaire de réseau de distribution raccordé au réseau de transport conviennent des exigences à appliquer conformément aux conclusions d'une analyse conjointe. Section 2. - Exigences techniques complémentaires en matière de

fréquence

Art. 143.En application de l'article 12, paragraphe 2, du code de réseau européen DCC, lorsque le gestionnaire du réseau de transport convient en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent avec les gestionnaires de réseau public de distribution et les gestionnaires de transport local raccordées au réseau de transport de plages de fréquences plus larges et de durées de fonctionnement minimales plus longues par rapport à celles définies à l'article 73, ils prennent en considération les besoins du système électrique de la zone de réglage, leur plage de fréquence techniquement faisable et leurs capacités de rester connectés au réseau au-delà ce qui est prévue à l'article 73. Section 3. - Exigences techniques complémentaires relatives à la

tension au point d'interconnexion

Art. 144.Conformément à l'article 13, paragraphe 7, du code de réseau européen DCC, les plages de tension aux points d'interconnexion et la durée pendant laquelle chacune des installations visées à l'article 35, § 3, 2° et 3°, sont capables de rester connectées, sont les suivantes :

Spanningsbereik

Duur

Plage de tension

Durée

0,90 pu - 1,118 pu

Onbeperkt

0,90 pu - 1,118 pu

Illimitée

Les niveaux de tension auxquelles ces plages de tension s'appliquent sont les suivantes : 6 kV, 10 kV, 11 kV, 12 kV, 15 kV, 26 kV, 30 kV, 36 kV et 70 kV. La valeur supérieure ne remplace pas la capacité de tenue en tension du matériel qui est exigée par l'annexe 1, A et B. Section 4. - Exigences techniques complémentaires en matière de

court-circuit

Art. 145.Les exigences techniques complémentaires en matière de court-circuit sont définies à l'article 75. Section 5. - Exigences techniques complémentaires en matière de

déconnexion automatique en fréquence basse

Art. 146.Conformément à l'article 19, paragraphe 1er, du code de réseau européen DCC, les critères de déconnexion automatiques sont définis dans le cadre juridique pertinent conformément au plan de défense du réseau, sur base d'une combinaison d'une valeur de fréquence basse et d'une vitesse de variation de la fréquence. Section 6. - Exigences techniques complémentaires en matière de

blocage des régleurs en charge de transformateur

Art. 147.Conformément à l'article 19, paragraphe 3, du code de réseau européen DCC, le transformateur transformant la tension du réseau entre le réseau de transport et le réseau public de distribution, est muni d'un blocage régleur en charge. Section 7. - Exigences techniques complémentaires en matière de

reconnexion des réseaux publics de distribution

Art. 148.Conformément à l'article 19, paragraphe 4, du code de réseau européen DCC, et sans préjudice de l'article 78, tous les réseaux publics de distribution et les réseaux de transport local raccordés à un réseau de transport satisfont aux exigences suivantes en ce qui concerne leur déconnexion ou leur reconnexion : 1° dans sa capacité de gestionnaire du réseau de transport compétent pour la zone de réglage, le gestionnaire du réseau de transport spécifie dans le cadre juridique pertinent les conditions dans lesquelles un réseau public de distribution et un réseau de transport local raccordé à un réseau de transport est autorisé à se reconnecter au réseau de transport après une déconnexion et dans lesquelles les systèmes de reconnexion automatique peuvent être autorisés ;2° les installations visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 2°, sont déconnectables à distance du réseau de transport lorsque le gestionnaire du réseau de transport compétent le prévoit dans le cadre juridique pertinent en sa qualité de gestionnaire du réseau de transport compétent pour la zone de réglage.Dans ce cas, la déconnexion est effective dans les dix minutes, sauf si un autre délai est prévu dans la phase de conception d'un raccordement spécial.

TITRE 3 - Relations dans le cadre de la gestion du marché de l'énergie et de la facturation

Art. 149.Lorsque le gestionnaire du réseau de transport notifie la suspension du statut de responsable d'équilibre, il en informe immédiatement le ou les gestionnaires de réseau public de distribution et le réseau de transport local concernés qui prend ou prennent toutes les dispositions nécessaires pour informer les détenteurs d'accès concernés.

LIVRE 9 - COMPTAGES ET MESURES

Art. 150.Les équipements de mesure aux fins de la présente partie sont les équipements sur lesquels le gestionnaire du réseau de transport doit exercer un contrôle en vue d'assurer l'exploitation du réseau de transport, les règlements financiers consécutifs à l'exercice de ses missions, ainsi que pour répondre à ses obligations légales.

Art. 151.Les équipements de mesure et leurs composants répondent aux exigences des normes belges et internationales applicables.

Art. 152.Le gestionnaire du réseau de transport inscrit les équipements de mesure visés dans le code de bonne conduite, et leurs spécificités techniques dans le registre des équipements de mesure lorsque les équipements de mesure utilisés pour les mesures visées au présent livre sont conformes au présent arrêté et/ou à la législation applicable.

Cette inscription atteste, jusqu'à preuve du contraire, de la conformité des équipements de mesure au présent arrêté et/ou à la législation applicable au moment de l'inscription.

Le gestionnaire du réseau de transport retire du registre des équipements de mesures les équipements de mesure qui ne sont plus visés dans le code de bonne conduite.

Art. 153.A moins que la législation applicable n'en dispose autrement, le gestionnaire du réseau de transport détermine les critères techniques auxquels les équipements de mesure, visés dans le code de bonne conduite, doivent être conformes, notamment : 1° les normes applicables ;2° les grandeurs à mesurer et les unités employées ;3° la périodicité des mesures ;4° la précision des mesures ;5° le cas échéant, le dédoublement des équipements de mesure.

Art. 154.Le gestionnaire du réseau de transport détermine de manière objective, transparente et non discriminatoire les procédures relatives aux équipements de mesure visés dans le code de bonne conduite, que le gestionnaire du réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport mettent en oeuvre et notifie celles-ci sans délai à la CREG.

Art. 155.Toute personne, y compris l'utilisateur du réseau de transport, qui accède aux installations où se trouvent des équipements de mesure est responsable notamment du respect de la confidentialité des données de mesure auxquelles cet utilisateur du réseau de transport ou ces autres personnes peuvent avoir accès.

L'accès aux équipements de mesure ne peut pas avoir pour conséquence de perturber la sécurité du réseau, ni ne peut engendrer des dommages aux personnes ou aux biens.

Art. 156.L'étalonnage des compteurs du gestionnaire du réseau de transport est effectué par un organisme ayant la qualification « Belac » ou une qualification équivalente sur base d'un cahier des charges établi par le gestionnaire du réseau de transport.

Toute personne intéressée peut, moyennant une demande adressée au gestionnaire du réseau de transport obtenir un exemplaire de ce cahier des charges.

LIVRE 10 - DISPOSITIONS FINALES

Art. 157.Le non-respect des dispositions de l'article 10, ainsi que de l'article 48 relatif à la communication des informations au gestionnaire du réseau de transport est sanctionné par une peine d'emprisonnement de huit jours et une amende de cinquante à quatre cent nonante-cinq euros et septante-neuf cents ou d'une de ces peines seulement.

Tout accès non autorisé du gestionnaire du réseau de transport aux installations de l'utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, de tout autre utilisateur de système, conformément aux dispositions des articles 19 et 20 et le cas échéant de procédures établies par le gestionnaire du réseau de transport, est sanctionné par une peine d'emprisonnement de huit jours et une amende de quatre cent nonante-cinq euros et septante-neuf cents ou d'une de ces peines seulement.

Art. 158.L'arrêté royal du 22 avril 2019 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci, modifié par l'arrêté royal du 13 juin 2021, est abrogé.

Art. 159.Le ministre ayant l'Energie dans ses attributions est chargé de l'exécution du présent arrêté.

Donné à Bruxelles, le 29 novembre 2024.

PHILIPPE Par le Roi : Le Ministre de l'Economie, P.-Y. DERMAGNE Le Ministre des Affaires sociales et de la Santé publique, F. VANDENBROUCKE La Ministre de l'Intérieur, VERLINDEN La Ministre de l'Energie, T. VAN DER STRAETEN Vu pour être annexé à notre arrêté du 29 novembre 2024 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité.

PHILIPPE Par le Roi : Le Ministre de l'Economie, P.-Y. DERMAGNE Le Ministre des Affaires sociales et de la Santé publique, F. VANDENBROUCKE La Ministre de l'Intérieur, A. VERLINDEN La Ministre de l'Energie, T. VAN DER STRAETEN

Pour la consultation du tableau, voir image Vu pour être annexé à notre arrêté du 29 novembre 2024 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité.

PHILIPPE Par le Roi : Le Ministre de l'Economie, P.-Y. DERMAGNE Le Ministre des Affaires sociales et de la Santé publique, F. VANDENBROUCKE La Ministre de l'Intérieur, A. VERLINDEN La Ministre de l'Energie, T. VAN DER STRAETEN