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Titre
22 AVRIL 2019. - Arrêté royal établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci

Source :
ECONOMIE, PME, CLASSES MOYENNES ET ENERGIE
Publication : 29-04-2019 numéro :   2019012009 page : 41040       PDF :   version originale    
Dossier numéro : 2019-04-22/02
Entrée en vigueur : 27-04-2019
Fin de validité : indéterminée 211-213

Ce texte modifie le texte suivant :2002011518       

Table des matières Texte Début
Partie 1re. - Généralités.
Livre 1er. Définitions et champ d'application.
Art. 1-2
Livre 2. Principes de base.
Art. 3-4
Livre 3. Informations, précautions en vue de préserver la confidentialité, publicité.
Art. 5-7
Livre 4. Exercice des tâches et missions sur les équipements et les biens et accès à ceux-ci.
Titre 1er. Exercice des tâches et missions sur les équipements.
Art. 8
Titre 2. Prescrits relatifs à la sécurité des personnes.
Art. 9
Titre 3. Accès à l'infrastructure du réseau de transport et aux installations de raccordement gérées par le gestionnaire de réseau de transport.
Art. 10
Titre 4. Accès aux installations de l'utilisateur du réseau de transport ou de l'utilisateur de réseau.
Art. 11
Livre 5. Classification des états du réseau et actions du gestionnaire de réseau de transport.
Titre 1er. Classification des états du réseau.
Art. 12
Titre 2. Actions du gestionnaire de réseau de transport lorsque son réseau est en état d'alerte, d'urgence, de panne généralisée ou de reconstitution
Art. 13
Titre 3. Suspension et rétablissement des activités de marché.
Art. 14
Livre 6. Formalités.
Titre 1re. Notifications, communications et délais.
Art. 15-18
Titre 2. Tenue des registres et publication.
Art. 19-20
Livre 7. Approbation des demandes de dérogation
Art. 21
Livre 8. Avis préalable de la Direction Générale de l'Energie à l'approbation de conditions ou de méthodologies par la commission
Art. 22
Partie 2. Données de planification du réseau de transport.
Livre 1er. Généralités.
Art. 23
Livre 2. Obligation annuelle de notification des données de planification.
Art. 24-31
Livre 3. Obligation de notification des données de planification en cas de mise en service ou de déclassement d'une unité de production d'électricité, d'un parc non-synchrone de stockage ou d'un système HVDC.
Art. 32-34
Partie 3. Raccordement.
Livre 1er. Exigences techniques de raccordement.
Titre 1er. - Généralités.
Art. 35
Titre 2. Exigences applicables à toute installation et tout raccordement au réseau de transport.
CHAPITRE 1er. Dispositions générales.
Art. 36-38
CHAPITRE 2. Normes.
Art. 39-42
CHAPITRE 3. Exigences techniques générales pour le raccordement.
Art. 43-49
CHAPITRE 4. - Dispositions spécifiques aux installations de raccordement établies sur un terrain dont le gestionnaire de réseau de transport n'a pas la maîtrise foncière en vertu d'un droit réel
Art. 50
CHAPITRE 5. Identification des équipements
Art. 51-53
CHAPITRE 6. Prescriptions techniques complémentaires pour la compensation d'énergie réactive pour une installation de consommation visée à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1°.
Art. 54
Titre 3. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement au réseau de transport d'unités de production d'électricité et des parcs non-synchrones de stockage existants.
CHAPITRE 1er. Généralités.
Art. 55
CHAPITRE 2. Conditions de fonctionnement.
Art. 56-59
CHAPITRE 3. Protections
Art. 60-61
CHAPITRE 4. Spécifications pour la production d'énergie réactive.
Art. 62-68
CHAPITRE 5. Autres dispositions.
Art. 69
Titre 4. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement des nouvelles installations.
CHAPITRE 1er. Généralités.
Art. 70-71
CHAPITRE 2. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement de nouvelles installations d'utilisateurs du réseau de transport visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1° à 4°.
Section 1re. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement de nouvelles installations d'utilisateurs du réseau de transport visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1° à 4°.
Art. 72
Sous-Section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives à la fréquence.
Art. 73
Sous-section 2. Exigences techniques complémentaires relatives au maintien de la tension.
Art. 74
Sous-section 3. Exigences techniques complémentaires en matière de court-circuit.
Art. 75
Sous-section 4. Exigences techniques complémentaires en matière de puissance réactive.
Art. 76
Sous-section 5. Exigences techniques complémentaires en matière d'échange d'informations.
Art. 77
Sous-section 6. Exigences techniques complémentaires relatives à la déconnexion et reconnexion.
Art. 78
Section 2. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement de nouvelles unités de consommation utilisées par une installation de consommation ou par un réseau fermé industriel pour fournir des services de participation active de la demande.
Art. 79-80
CHAPITRE 3. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement d'unités de production d'électricité considérées comme nouvelles conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 2 et 8.
Art. 81
Section 1re. 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 35, §§ 7, alinéa 2 et 8.
Sous-section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives aux protections.
Art. 82
Sous-section 2. Exigences techniques complémentaires relatives à la fréquence
Art. 83
Sous-section 3. Exigences techniques complémentaires relatives à la gestion générale du réseau, en ce compris les dispositions d'échanges d'information.
Art. 84
Sous-section 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la stabilité en tension.
Art. 85
Sous-section 5. Exigences techniques complémentaires relatives à la reconstitution du réseau.
Art. 86
Sous-section 6. Exigences techniques complémentaires relatives à la gestion générale du réseau.
Art. 87
Section 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 35, §§ 7, alinéa 2 et 8.
Sous-section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives à la fréquence.
Art. 88
Sous-section 2. Exigences techniques complémentaires relatives à la stabilité en tension et à la capacité en puissance réactive.
Art. 89
Sous-section 3. Exigences techniques complémentaires relatives à la tenue aux creux de tension.
Art. 90
Sous-section 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la robustesse.
Art. 91
Section 3. Exigences techniques complémentaires relatives aux nouveaux parcs non synchrones de générateurs de types A, B, C et D.
Sous-section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives à la fréquence.
Art. 92
Sous-section 2. Exigences techniques complémentaires relatives à la stabilité en tension et à la capacité en puissance réactive.
Art. 93
Sous-section 3. Exigences techniques complémentaires relatives à la tenue aux creux de tension.
Art. 94
Sous-section 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la robustesse.
Art. 95
CHAPITRE 4. Exigences techniques pour le raccordement des nouveaux parcs non-synchrones de stockage.
Art. 96
Section 1re. Exigences techniques relatives à la fréquence pour le raccordement de parcs non-synchrones de stockage.
Art. 97
Section 2. Exigences techniques relatives à la robustesse et la tenue aux creux de tension pour le raccordement de parcs non-synchrones de stockage.
Art. 98
Section 3. Exigences techniques relatives à la stabilité en tension et à la capacité en puissance réactive pour le raccordement de parcs non-synchrones de stockage.
Art. 99
Section 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la reconstitution du réseau pour le raccordement de parcs non-synchrones de stockage.
Art. 100
CHAPITRE 5. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement de nouveaux systèmes HVDC et de nouveaux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu.
Art. 101
Section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives au réglage de puissance active et au maintien de la fréquence.
Sous-section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives au réglage de puissance active et au maintien de la fréquence des raccordements en HVDC.
Art. 102
Sous-section 2. Exigences techniques complémentaires relatives à la fréquence, applicables aux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu
Art. 103
Section 2. 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.
Sous-section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives au réglage de la puissance réactive et au maintien de la tension des raccordements en HVDC.
Art. 104
Sous-section 2. Exigences techniques complémentaires en matière de tenue aux creux de tension des raccordements en HVDC.
Art. 105
Sous-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
Sous-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
Section 3. Exigences techniques complémentaires applicables aux dispositifs de protection et aux réglages correspondants.
Art. 108-109
CHAPITRE 6. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement de nouveaux générateurs en mer, raccordés en courant alternatif.
Section 1re. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement d'unités de production d'électricité synchrones en mer.
Art. 110
Section 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
Sous-section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives à la plage opérationnelle de tension.
Art. 112
Sous-section 2. Exigences techniques complémentaires relatives à la plage opérationnelle de fréquence.
Art. 113
Sous-section 3. Exigences techniques complémentaires relatives au comportement pendant des vitesses de vent élevées.
Art. 114-115
Sous-section 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la réduction de la puissance active.
Art. 116
Sous-section 5. Exigences techniques complémentaires relatives au LFSM-O et LFSM-U.
Art. 117-118
Sous-section 7. Exigences techniques complémentaires relatives à la stabilité en tension et au réglage de la puissance réactive.
Art. 119
Sous-section 8. Exigences techniques complémentaires relatives à la déconnexion du réseau.
Art. 120
Sous-section 9. Exigences techniques complémentaires relatives à la tenue aux creux de tension.
Art. 121
Sous-section 10. Exigences techniques complémentaires relatives à l'injection de courant réactif en cas de défaut symétrique.
Art. 122
Sous-section 11. Exigences techniques complémentaires relatives au rétablissement de la puissance active après défaut.
Art. 123
Section 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
Sous-section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives à la plage opérationnelle de tension.
Art. 125
Sous-section 2. Exigences techniques complémentaires relatives à la plage opérationnelle de fréquence.
Art. 126
Sous-section 3. Exigences techniques complémentaires relatives au comportement pendant des vitesses de vent élevées.
Art. 127
Sous-section 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la réduction de la puissance active
Art. 128
Sous-section 5. Exigences techniques complémentaires relatives au LFSM-O et LFSM-U.
Art. 129
Sous-section 6. Exigences techniques complémentaires relatives à la fourniture de puissance réactive.
Art. 130
Sous-section 7. Exigences techniques complémentaires relatives à la stabilité en tension et au réglage de la puissance réactive.
Art. 131
Sous-section 8. Exigences techniques complémentaires relatives à la déconnexion du réseau.
Art. 132
Sous-section 9. Exigences techniques complémentaires relatives à la tenue aux creux de tension.
Art. 133
Sous-section 10. Exigences techniques complémentaires relatives à l'injection de courant réactif et en cas de défaut symétrique.
Art. 134
Sous-section 11. Exigences techniques complémentaires relatives au rétablissement de la puissance active après défaut.
Art. 135
Livre 2. Réalisation du raccordement.
Titre 1er. Etude d'orientation pour un raccordement au réseau de transport.
CHAPITRE 1er. Introduction de la demande d'étude d'orientation.
Art. 136-140
CHAPITRE 2. Examen de la demande d'étude d'orientation.
Art. 141-143
CHAPITRE 3. Etude d'orientation.
Art. 144-147
Titre 2. Demande de raccordement.
CHAPITRE 1er. Introduction de la demande de raccordement.
Art. 148-153
CHAPITRE 2. Raccordement partagé.
Art. 154-156
CHAPITRE 3. Examen de la demande de raccordement.
Art. 157-158
CHAPITRE 4. Identification du caractère mineur d'une modification
Art. 159
CHAPITRE 5. Phase technique Etude détaillée de la demande de raccordement.
Art. 160-163
CHAPITRE 6. Offre de réalisation du raccordement Proposition technique et financière.
Art. 164-165
CHAPITRE 7. Contrat de raccordement.
Art. 166-169
Titre 3. Raccordement avec accès flexible.
Art. 170
Titre 4. Réalisation et conformité du raccordement au réseau de transport - Procédure de notification opérationnelle pour le raccordement au réseau de transport.
CHAPITRE 1er. Réalisation du raccordement.
Art. 171
CHAPITRE 2. Conformité du raccordement.
Section1re. Généralités.
Art. 172
Section 2. Procédure de notification opérationnelle pour le raccordement de parcs non synchrones de stockage et leur conformité.
Art. 173-176
Section 3. Procédure pour la réalisation des essais par l'utilisateur du réseau de transport.
Art. 177-179
Titre 5. Contrôle de la conformité des installations des utilisateurs du réseau de transport au point de raccordement.
CHAPITRE 1er. Essais réalisés par le gestionnaire de réseau de transport en cas de perturbation électrique.
Art. 180-182
CHAPITRE 2. Essais de conformité réalisés par le gestionnaire de réseau de transport.
Art. 183-186
Titre 6. Mise hors service des raccordements et installations des utilisateurs du réseau de transport.
Art. 187
Partie 4. Access au réseau de transport d'un utilisateur du réseau de transport.
Livre 1er. Procédure d'accès.
Art. 188
Titre 1er. Demande d'accès au réseau de transport et contrat d'accès.
Art. 189-191
Titre 2. Ajout d'un ou plusieurs points d'accès dans le portefeuille d'un détenteur d'accès.
Art. 192-195
Livre 2. Puissance mise à disposition.
Art. 196-197
Livre 3. Résiliation unilatérale de la désignation en qualité de détenteur d'accès et de responsable d'équilibre.
Art. 198
Partie 5. Equilibre.
Livre 1er. Droits et obligations du responsable d'équilibre et du gestionnaire de réseau de transport.
Art. 199-200
Livre 2. Responsable d'équilibre.
Titre 1er. Principes de base.
Art. 201
Titre 2. Compensation des pertes actives en réseau de transport.
Art. 202-203
Livre 3. Suivi d'un point d'accès au réseau de transport.
Titre 1er. Responsable d'équilibre chargé du suivi d'un point d'accès au réseau de transport.
Art. 204-205
Titre 2. Notification conjointe.
Art. 206-208
Titre 3. Mesures spécifiques.
Art. 209
Livre 4. Programme journalier d'équilibre.
Titre 1er. Principes de base.
Art. 210-213
Livre 5. Acquisition du statut de responsable d'équilibre et conclusion du contrat de responsable d'équilibre.
Titre 1er. Registre des responsables d'équilibre.
Art. 214-216
Titre 2. Demande du statut de responsable d'équilibre.
Art. 217-218
Titre 3. Contrat de responsable d'équilibre.
Art. 219-220
Titre 4. Manquement aux obligations et conséquences sur le contrat de responsable d'équilibre.
Art. 221-222
Livre 6. Services auxiliaires.
Titre 1er. - Principes.
Art. 223-224
Titre 2. Energie d'équilibrage.
Art. 225-226
Titre 3. Capacité d'équilibrage.
Art. 227-232
Partie 6. Conduite du réseau de transport.
Livre 1er. Services auxiliaires autres que les services d'équilibrage.
Art. 233
Titre 1er. Service auxiliaire de réglage la puissance réactive et de maintien de la tension.
Art. 234
Titre 2. Services de reconstitution.
Art. 235-237
Titre 3. Services de défense.
Art. 238-240
Titre 4. Gestion des congestions.
Art. 241
Livre 2. Coordination intégrée des installations électriques pour la planification, la programmation et la gestion des congestions. Titel 1er. Principes.
Art. 242
Titre 2. Planification des indisponibilités.
CHAPITRE 1er. Obligations relatives à la planification des indisponibilités.
Art. 243-244
CHAPITRE 2. Dispositions particulières en cas d'indisponibilité fortuite.
Art. 245
Titre 3. Programmation de production d'électricité ou de consommation d'une installation électrique et mise à disposition de puissance disponible.
CHAPITRE 1er. Obligations relatives à la programmation.
Art. 246-247
CHAPITRE 2. Obligations relatives à la mise à disposition de puissance disponible.
Art. 248
CHAPITRE 3. Contrat type de responsable de la programmation.
Art. 249
CHAPITRE 4. Dispositions particulières lors de l'exploitation.
Art. 250-252
Titre 4. Interactions entre les différentes parties chargées de fournir des informations concernant une installation.
Art. 253
Livre 3. Conduite du réseau.
Titre 1er. Dispositions générales.
CHAPITRE 1er. Interventions et manoeuvres de l'utilisateur du réseau de transport.
Art. 254
CHAPITRE 2. Echange de données.
Art. 255
CHAPITRE 3. Fonctionnement anormal.
Art. 256-258
Livre 4. Plan de défense du réseau et de reconstitution.
Art. 259-260
Titre 1er. Plan de défense du réseau.
Art. 261
Titre 2. Plan de reconstitution.
Art. 262
Titre 3. Simulations et essais périodiques.
Art. 263
Livre 5. Unités de production combinée de chaleur et d'électricité et installations de production d'électricités qui utilisent des sources d'énergie renouvelables.
Art. 264
Partie 7. Comptages et mesures.
Livre 1er. Equipements et données de mesure.
Titre 1er. Principes généraux.
Art. 265-266
Titre 2. Localisation.
Art. 267
Titre 3. Point de mesure.
Art. 268-269
Titre 4. Propriété.
Art. 270
Titre 5. Installation.
Art. 271-272
Titre 6. Scellés.
Art. 273
Titre 7. Enregistrement des équipements de mesure dans le registre des équipements de mesure.
Art. 274
Livre 2. Critères techniques et procédures générales relatifs aux équipements de mesure.
Titre 1er. Critères techniques.
Art. 275-276
Titre 2. Procédures générales.
Art. 277
Livre 3. Accès aux équipements de mesure et données de mesure.
Titre 1er. Accès aux équipements de mesure et aux données de mesure.
Art. 278
Titre 2. Accès aux équipements de mesure par le gestionnaire du réseau de transport.
Art. 279-280
Livre 4. Contrôle des équipements de mesure par le gestionnaire de réseau de transport.
Titre 1er. Vérification de la conformité des équipements de mesure.
Art. 281-282
Titre 2. Contrôle des équipements de mesure.
Art. 283-290
Livre 5. Etalonnage des compteurs.
Titre 1er. Généralités.
Art. 291-293
Titre 2. Etalonnage par l'utilisateur du réseau de transport.
Art. 294
Titre 3. Etalonnage par le gestionnaire de réseau de transport.
Art. 295-296
Livre 6. Données de mesure et données de comptage.
Titre 1er. Périodicité des données de comptages.
Art. 297-299
Titre 2. Collecte des données de mesure et de comptage.
Art. 300-304
Titre 3. Validation des données de mesure.
Art. 305-307
Titre 4. Mise à disposition des données de mesure relatives à un point d'injection et/ou de prélèvement.
Art. 308-310
Titre 5. Archives.
Art. 311-312
Partie 8. Modalités spécifiques entre le gestionnaire de réseau de transport et les gestionnaires de réseau public de distribution.
Livre 1er. Règles de base.
Titre 1er. Relation de la présente partie avec les autres parties du présent arrêté.
Art. 313
Titre 2. Relation avec les gestionnaires de réseau public de distribution.
CHAPITRE 1er. Relation avec les gestionnaires de réseau public de distribution et de transport local.
Art. 314
CHAPITRE 2. Organisation interne du gestionnaire du réseau de transport.
Art. 315
Titre 3. Concertation et convention de collaboration.
Art. 316-317
Livre 2. Raccordement au réseau. Titel 1er. Modalités de fonctionnement.
Art. 318
Titre 2. Nouveau raccordement et adaptation d'un raccordement existant.
Art. 319-320
Titre 3. Exigences techniques complémentaires pour les équipements d'échange d'information.
Art. 321
Titre 4. Exigences techniques en matière de tension.
Art. 322
Titre 5. Exigences techniques complémentaires pour les nouvelles installations visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 2° et 3°.
Art. 323
CHAPITRE 1er. Exigences techniques complémentaires en matière de puissance réactive.
Art. 324-325
CHAPITRE 2. Exigences techniques complémentaires en matière fréquence.
Art. 326
CHAPITRE 3. Modalités et réglages de la déconnexion automatique.
Art. 327
CHAPITRE 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la tension au point d'interconnexion.
Art. 328
CHAPITRE 5. Exigences techniques complémentaires en matière de court-circuit.
Art. 329
CHAPITRE 6. Exigences techniques complémentaires en matière de déconnexion automatique en fréquence basse.
Art. 330
CHAPITRE 7. Exigences techniques complémentaires en matière de blocage des régleurs en charge de transformateur.
Art. 331
CHAPITRE 8. Exigences techniques complémentaires en matière de reconnexion des réseaux publics de distribution.
Art. 332
Livre 3. Accès au réseau.
Titre 1er. Services auxiliaires et codes de sauvegarde.
Art. 333
Titre 2. Travaux et entretien des réseaux.
Art. 334
Titre 3. Unités de production d'électricité connectées aux réseaux publics de distribution.
Art. 335
Livre 4. Relations dans le cadre de la gestion du marché de l'énergie et de la facturation.
Art. 336-338
Partie 9. Règles applicables aux gestionnaires des CDS, raccordés au réseau de transport et à leurs relations avec le gestionnaire de réseau de transport.
Livre 1er. Règles générales et relations entre le gestionnaire de réseau de transport et les gestionnaires de CDS, raccordés au réseau de transport.
Art. 339-341
Livre 2. Règles relatives à la participation au marché de l'électricité par les utilisateurs de CDS et à l'équilibre des responsables d'équilibre actifs dans les CDS.
Titre 1er. Désignation d'un fournisseur et d'un responsable d'équilibre correspondant.
Art. 342-347
Titre 2. Processus d'allocation de l'énergie entre responsables d'équilibre actifs dans un CDS - Communication aux acteurs de marché et au gestionnaire du réseau de transport.
Art. 348-350
Livre 3. Mesures et comptages.
Art. 351-353
Partie 10. Enregistrement des données.
Livre 1er. Généralités.
Art. 354-365
Livre 2. Principes d'établissement des schémas électriques.
Art. 366-367
Partie 11. Dispositions finales.
Livre 1er. Dispositions pénales.
Art. 368
Livre 2. Dialogue permanent avec les opérateurs du marché.
Art. 369-370
Livre 3. Disposition abrogatoire
Art. 371
Livre 4. Dispositions transitoires
Titre 1er. Contrats et mise en conformité de ceux-ci.
Art. 372-373
Titre 2. Utilisation d'une installation de raccordement et/ou d'une installation d'un utilisateur du réseau de transport considérée comme existante conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, et mise en conformité.
Art. 374
Titre 3. Demande de raccordement.
Art. 375
Titre 4. Programme journalier d'équilibre.
Art. 376
Titre 5. Coordination intégrée des installations électriques pour la planification, la programmation et la gestion des congestions.
Art. 377
Titre 6. Code de sauvergade, plan de délestage et code de reconstitution.
Art. 378
Titre 7. Mise en conformité des équipements de mesure.
Art. 379
Livre 5. Dispositions finales.
Art. 380-381
ANNEXES.
Art. N1-N3

Texte Table des matières Début
Partie 1re. - Généralités.

  Livre 1er. Définitions et champ d'application.

  Article 1er. Les définitions contenues à l'article 2 de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, et dans les codes de réseau et lignes directrices européens tel que définis à l'article 2, § 1er, 2°, sont applicables au présent arrêté.

  Art. 2. § 1er. Pour l'application du présent arrêté, il y a lieu d'entendre par :
  1° " CEI " : Commission Electrotechnique Internationale ;
  2° " code de réseau et ligne directrice européen(ne) " : un des règlements européens suivants :
  a) Règlement (UE) 2015/1222 de la Commission européenne du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion, ci-après, " ligne directrice européenne CACM " ;
  b) Règlement (UE) 2016/631 de la Commission européenne 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 " ;
  c) Règlement (UE) 2016/1388 de la Commission européenne 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 " ;
  d) Règlement (UE) 2016/1447 de la Commission européenne 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 " ;
  e) Règlement (UE) 2016/1719 de la Commission européenne du 26 septembre 2016 établissant une ligne directrice relative à l'allocation de capacité à terme, ci-après, " ligne directrice européenne FCA " ;
  f) Règlement (UE) 2017/1485 de la Commission européenne du 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l'électricité, ci-après, " ligne directrice européenne SOGL " ;
  g) Règlement (UE) 2017/2195 de la Commission européenne du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l'équilibrage du système électrique, ci-après, " ligne directrice européenne EBGL " ;
  h) Règlement (UE) 2017/2196 de la Commission européenne 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 au sens de l'article 2, alinéa 2, 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 du comptage;
  6° " loi du 29 avril 1999 " : la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité ;
  7° " gestionnaire de réseau de transport " : le gestionnaire du réseau au sens de l'article 2, 8°, de la loi du 29 avril 1999 ;
  8° " contrat d'accès " : le contrat entre le gestionnaire de réseau de transport et un utilisateur du réseau de transport autre qu'un propriétaire d'un système HVDC ou entre le gestionnaire de réseau de transport et le détenteur d'accès désigné par cet utilisateur du réseau de transport conformément au présent arrêté;
  9° " contrat de raccordement " : la convention de raccordement au sens de l'article 2, deuxième alinéa, 14., du code de réseau européen RfG ;
  10° " contrat de responsable d'équilibre " : le contrat entre le gestionnaire de réseau de transport et le responsable d'équilibre conclu conformément au livre 5 de la partie 5 ;
  11° " demandeur d'accès " : toute personne physique ou morale qui a introduit une demande d'accès auprès du gestionnaire de réseau de transport ;
  12° " donnée de comptage " : la quantité d'énergie active ou réactive injectée ou prélevée mesurée par période de temps au moyen d'un compteur ;
  13° " donnée de mesure " : une donnée obtenue par comptage ou mesure au moyen d'un équipement de mesure ;
  14° " énergie active " : l'intégrale de la puissance active sur une période de temps déterminée ;
  15° " énergie réactive " : l'intégrale de la puissance réactive sur une période de temps déterminée ;
  16° " 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 ;
  17° " erreur significative " : une erreur dans une donnée de mesure supérieure à la précision totale de l'ensemble des équipements de mesure qui déterminent cette donnée de mesure et qui est susceptible d'influencer le règlement financier et les processus opérationnels associés à la mesure ;
  18° " installation " : tout raccordement au réseau de transport ou au réseau fermé industriel, chaque installation visée à l'article 35, respectivement d'un utilisateur de réseau, 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 ;
  19° " installation de l'utilisateur de réseau " : chaque équipement visé à l'article 35 d'un utilisateur de réseau qui est raccordé à un réseau par un raccordement;
  20° " 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 ;
  21° " installation de raccordement " : chaque équipement qui est nécessaire afin de relier les installations d'un utilisateur du réseau de transport au réseau de transport ;
  22° " 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 ;
  23° " jour D " : un jour calendrier ;
  24° " jour D-1 " : le jour calendrier précédant le jour D ;
  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° " parc non-synchrone de stockage " : un système électrique composé d'une ou plusieurs unités de stockage d'électricité capables de stocker et d'injecter de l'électricité au point d'accès, en ce compris les bornes de recharge notamment de véhicules électriques ;
  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'un parc non-synchrone de stockage, 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'accès au marché " : un point virtuel servant à la détermination d'une partie ou de toute la puissance active prélevée du et/ou injectée dans le CDS par un utilisateur du CDS ;
  31° " point d'accès dans le CDS " : un point virtuel correspondant à la somme, par poste et par niveau de tension, de prélèvements physiques d'un utilisateur du CDS, basé sur une configuration de comptages, et utilisé pour le décompte des coûts liés à l'utilisation du CDS ;
  32° " 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 ;
  33° " 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 ;
  34° " point d'injection " : un point d'accès à partir duquel de l'énergie est injectée au réseau de transport ;
  35° " point de mesure " : la localisation physique où les équipements de mesure sont connectés à l'installation de raccordement, à l'installation d'un utilisateur du réseau de transport ou à l'installation d'un utilisateur du CDS ;
  36° " point de prélèvement " : un point d'accès à partir duquel de l'énergie est prélevée du réseau de transport ;
  37° " point de raccordement " : par dérogation à la définition visée à l'article 2, deuxième alinéa, 15., du code de réseau européen RfG, le point où une unité de production d'électricité, un parc non-synchrone de stockage, une installation de consommation, un réseau public de distribution, un réseau de transport local, un réseau fermé industriel, un réseau fermé de distribution 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 ;
  38° " 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 ;
  39° " puissance mise à disposition " : la puissance apparente en injection et/ou en prélèvement qui est fixée pour un point d'accès dans le contrat de raccordement 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 ;
  40° " 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 ;
  41° " raccordement " : chaque équipement qui est nécessaire pour raccorder une installation de l'utilisateur de réseau, du gestionnaire de réseau public de distribution et du gestionnaire de 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 ;
  42° " registre des équipements de mesure " : le registre tenu par le gestionnaire de réseau de transport conformément au présent arrêté ;
  43° " registre des responsables d'équilibre " : le registre tenu par le gestionnaire de réseau de transport conformément au présent arrêté ;
  44° " Règlement 714/2009 " : Règlement (CE) n° 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité et abrogeant le règlement (CE) n° 1228/2003 ;
  45° " 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 ;
  46° " 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 wallonnne du 12 avril 2001 relatif à l'organisation du marché régional de l'électricité ;
  47° " réseau fermé de distribution " : le réseau fermé de distribution au sens de l'article 2, deuxième alinéa, 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 ;
  48° " réseau fermé industriel " : le réseau fermé de distribution au sens de l'article 2, deuxième alinéa, 5., du code de réseau européen DCC, en ce qu'il couvre le réseau fermé industriel visé dans la loi 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 ;
  49° " réseau public de distribution " : l'ensemble de conduites électriques mutuellement reliées ayant une tension nominale égale ou inférieure à 70 kilovolt et les installations y afférentes, nécessaires pour la distribution et le transport local d'électricité à des clients, qui n'est pas un réseau fermé industriel, un réseau fermé de distribution ou une ligne directe ;
  50° " RGIE " : Règlement Général des Installations Electriques rendant obligatoire par arrêté royal de 10 mars 1981 et par arrêté royal de 2 septèmbre 1981 ;
  51° " RGPT " : Règlement Général pour la Protection des Travailleurs, tenant compte de son intégration dans le Code du bien-être au travail ;
  52° " services auxiliaires" : les services nécessaires à l'exploitation du réseau de transport, visés au livre 6 de la partie 5 et livre 1er de la partie 6 ;
  53° " service de reconstitution " : tout service défini par le gestionnaire de 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 ;
  54° " service de black-start " : le service fourni par des moyens de production d'électricité disposant d'une capacité de démarrage autonome au sens de l'article 2, deuxiéme alinéa, 45., du code de réseau européen RfG, qui constitue un des possibles services de reconstitution du réseau ;
  55° " système électrique " : l'ensemble des équipements comprenant les réseaux interconnectés, les raccordements et les installations des utilisateurs de réseau raccordés à ces réseaux appartenant à la zone de réglage du gestionnaire de réseau de transport compétent ;
  56° " 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 ;
  57° "utilisateur de réseau " : toute personne physique ou morale qui injecte de l'électricité à ou prélève de l'électricité du réseau de transport, d'un réseau public de distribution, selon le cas, en qualité de propriétaire d'une installation de production d'électricité, d'une installation de consommation, d'un parc non-synchrone de stockage, d'un réseau fermé industriel, d'un réseau fermé de distribution 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 ;
  58° " utilisateur du/d'un CDS " : personne naturelle ou juridique qui injecte de l'électricité dans ou prélève de l'électricité du/d'un CDS ;
  59° " utilisateur du réseau de transport " : un utilisateur de réseau, dont l'unité de production d'électricité, l'installation de consommation, le parc non-synchrone de stockage, le réseau fermé industriel, le réseau fermé de distribution ou le système HVDC est raccordé au réseau de transport ;
  60° " zone de réglage " : la zone de contrôle au sens de l'article 2, premier alinéa, 6., du règlement 543/2013 ;
  61° " FCR " : les réserves de stabilisation de la fréquence au sens de l'article 3, deuxième alinéa, 6., de la ligne directrice européenne SOGL ;
  62° " FRR " les réserves de restauration de la fréquence au sens de l'article 3, deuxième alinéa, 7., de la ligne directrice européenne SOGL ;
  § 2. Le présent arrêté ne s'applique pas :
  1° 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 civil alors que le réseau est à l'état normal et ne fournissent aucun service auxiliaire ;
  2° aux installations de stockage 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 5 minutes par mois civil alors que le réseau de transport est à l'état normal ;
  3° aux véhicules électriques.
  Le fonctionnement en parallèle du réseau de transport de ces unités de production d'électricité et installations de stockage pendant des opérations de maintenance ou des essais de mise en service n'est pas compté dans le calcul des cinq minutes.

  Livre 2. Principes de base.

  Art. 3. § 1er.Le gestionnaire de réseau de transport, en concertation avec les gestionnaires de réseaux publics de distribution et les gestionnaires des CDS raccordés au 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. Ce système 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 de réseau de transport rend public au moins une fois par an un rapport sur la qualité et la fiabilité de l'approvisionnement dans le réseau de transport et dans la zone de réglage.

  Art. 4. § 1er. En application de l'article 23, § 2, alinéa 2, 9°, de la loi du 29 avril 1999 et sans préjudice des codes de réseau et lignes directrices européens, sont notamment soumis à l'approbation de la commission selon la procédure visée au paragraphe 2 les projets de contrats types suivants, ainsi que les modifications qui y sont apportées :
  1° contrat de raccordement ;
  2° contrat d'accès ;
  3° contrat de responsable d'équilibre ;
  4° contrat(s) pour la fourniture de services d'équilibrage visés au livre 6 de la partie 5;
  5° contrat(s) pour la fourniture de services auxiliaires autre que les services d'équilibrages visés au livre 1er de la partie 6 ;
  6° contrat de responsable de la programmation ;
  7° contrat de responsable de la planification des indisponibilités ;
  8° contrat pour l'échange d'informations avec les fournisseurs d'électricité et les fournisseurs de services auxiliaires;
  9° convention de collaboration avec les gestionnaires de réseau public de distribution ;
  10° l'accord visé à l'article 40, paragraphe 7 de la ligne directrice européenne SOGL.
  § 2. Le gestionnaire de réseau de transport notifie le plus rapidement possible à la commission les projets de contrats types visés au paragraphe 1er et les modifications qui y sont apportées. La commission rend sa décision d'approbation, de demande de révision de clauses déterminées ou de refus d'approbation dans un délai raisonnable.
  § 3. Les formulaires prévus par le présent arrêté sont transmis sans délai par le gestionnaire de réseau de transport à la commission. La commission notifie ses remarques au gestionnaire de réseau de transport et les transmet à la Direction Générale de l'Energie. La même procédure vaut pour les modifications apportées à ces formulaires.
  § 4. Les projets de contrats types visés au paragraphe 1er, ainsi que leurs modifications éventuelles, précisent leur date d'entrée en vigueur qui est approuvée par la commission, en tenant compte de leur portée et des impératifs liés à la fiabilité, à la sécurité et à l'efficacité du réseau de transport.

  Livre 3. Informations, précautions en vue de préserver la confidentialité, publicité.

  Art. 5. A défaut d'un délai légal, le gestionnaire de 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, s'efforcent de communiquer celles-ci dans les meilleurs délais, et ce dans le respect de leurs obligations en matière de confidentialité.
  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 de réseau de transport établit ces règles, exigences, modalités et principes. Le gestionnaire de réseau de transport se concertera à ce sujet de manière régulière avec les parties concernées dans le cadre de la concertation organisée conformément au livre 2 de la partie 11.

  Art. 6. Le gestionnaire de 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.
  Le gestionnaire de 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 pour notamment prévenir et gérer les risques et/ou incidents qui menacent de tels réseaux et systèmes.

  Art. 7. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport doit assurer 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.

  Livre 4. Exercice des tâches et missions sur les équipements et les biens et accès à ceux-ci.

  Titre 1er. Exercice des tâches et missions sur les équipements.

  Art. 8. Le gestionnaire de réseau de transport effectue les tâches et obligations à l'égard des biens, équipements ou installations, dont il est propriétaire, ou, lorsqu'il n'en est pas propriétaire, dont il a l'usage ou le contrôle effectif, en accord avec le propriétaire, et des biens, équipements ou installations auxquels il a accès conformément aux dispositions du présent arrêté et/ou de la législation applicable et des contrats conclus en vertu de telles dispositions.

  Titre 2. Prescrits relatifs à la sécurité des personnes.

  Art. 9. Les dispositions légales et réglementaires belges en matière de sécurité des biens et des personnes, 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 de réseau de transport, l'utilisateur du réseau de transport et leur personnel respectif, y compris leurs sous-traitants.
  Lorsque des normes et standards européens et/ou harmonisés ne sont pas contraignants, les personnes visées à l'alinéa 1er veillent néanmoins à en tenir compte.

  Titre 3. Accès à l'infrastructure du réseau de transport et aux installations de raccordement gérées par le gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 10. 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 de réseau de transport se fait, en tout temps, conformément aux procédures d'accès et de sécurité du gestionnaire de 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 de réseau de transport se trouvent sur le site de l'utilisateur de réseau de transport, le gestionnaire de 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 4. Accès aux installations de l'utilisateur du réseau de transport ou de l'utilisateur de réseau.

  Art. 11. § 1er. Sous réserve d'autres règles et/ou modalités prévues par les codes de réseau et lignes directrices européens, le gestionnaire de réseau de transport a accès, en sa qualité de gestionnaire de réseau compétent et le cas échéant en sa qualité de gestionnaire de 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 réseau, 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 réseau concerné. L'utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, l'utilisateur de réseau ne peuvent pas refuser l'accès au gestionnaire de réseau de transport sur la base d'engagements contractuels avec des tiers relatifs aux installations.
  Par ailleurs, le gestionnaire de réseau de transport, l'utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, l'utilisateur de réseau concerné, se tiennent à disposition l'un de l'autre afin de s'informer des risques éventuellement 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 de 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 réseau. 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 réseau par lequel un accès est garanti au gestionnaire de 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 réseau ne peut imposer d'exigences plus strictes en matière de sécurité au gestionnaire de 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 de 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 réseau estime que le personnel du gestionnaire de 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 réseau, ce dernier met de façon aisée à disposition du personnel intervenant du gestionnaire de 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 de réseau de transport, ou de ses entrepreneurs, sous-traitants ou fournisseurs envers l'utilisateur du réseau de transport ou l'utilisateur de réseau.
  § 3. A défaut de l'information visée au paragraphe 2, alinéa 1, le gestionnaire de 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 réseau 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 de réseau de transport est en droit de mettre l'utilisateur du réseau de transport ou, le cas échéant, l'utilisateur de réseau 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 de réseau de transport est, après une ultime mise en demeure avec copie à la commission, 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 de dugestionnaire de réseau de transport ou, le cas échéant, d'un autre utilisateur du réseau. Dans ce cas, les dispositions visées aux paragraphes 2 et 3 sont applicables en matière de sécurité des personnes et des biens.

  Livre 5. Classification des états du réseau et actions du gestionnaire de réseau de transport.

  Titre 1er. Classification des états du réseau.

  Art. 12. Le réseau de transport est classé en état normal, d'alerte, d'urgence, de panne généralisée ou de reconstitution conformément à l'article 18 de la ligne directrice européenne SOGL. Le gestionnaire de réseau de transport surveille et détermine l'état du réseau de transport conformément à l'article 19 de la ligne directrice européenne SOGL.

  Titre 2. Actions du gestionnaire de réseau de transport lorsque son réseau est en état d'alerte, d'urgence, de panne généralisée ou de reconstitution

  Art. 13. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport procède à l'activation d'action correctives, du plan de défense ou de reconstitution, il notifie les actions qu'il prend à la commission 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 à la commission, 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 commission rend un avis sur l'opportunité des actions prises.
  Sans préjudice de l'état dans lequel le réseau est classé conformément à l'article 18 de la ligne directrice européenne SOGL et, le cas échéant, de l'activation d'actions correctives, du plan défense ou du plan de reconstitution, le gestionnaire de 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 réseau, tout autre acteur de marché concerné ou un tiers concerné.

  Titre 3. Suspension et rétablissement des activités de marché.

  Art. 14. Le gestionnaire de réseau de transport peut provisoirement suspendre une ou plusieurs activités de marché selon la procédure et les règles prévues aux articles 35, 36 et 38 du code de réseau européen E&R. Il rétablit les activités de marché selon la procédure et les règles prévues aux articles 36, 37 et 38 du code de réseau européen E&R.

  Livre 6. Formalités.

  Titre 1re. Notifications, communications et délais.

  Art. 15. Sauf dispositions contraires dans la législation applicable et/ou le présent arrêté, toute notification ou communication faite en exécution du présent arrêté et/ou de la législation applicable a lieu par écrit selon les formes et conditions prévues à l'article 2281 du Code civil.
  La notification ou communication est accomplie dès sa réception dans les formes visées à l'alinéa 1er.

  Art. 16. § 1er. Par dérogation à l'article 15, et sauf dispositions contraires dans la législation applicable et/ou 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 de réseau de transport.
  § 2. Par dérogation à l'article 15, tout dépôt, communication ou notification à la commission dans le cadre d'une compétence d'approbation de cette dernière, conformément à la législation applicable et/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. 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.

  Art. 17. Sauf dispositions contraires dans la législation applicable et/ou le présent arrêté, tout dépôt, communication ou notification visé au présent arrêté est valablement effectué 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 susmentionnées se font par ailleurs à l'attention de cette personne. En cas de changement d'adresse et/ou de personne de contact, le destinataire dont l'adresse et/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 et/ou la personne de contact dans les documents reprenant l'ancienne adresse et/ou personne de contact.

  Art. 18. Sauf dispositions contraires dans la législation applicable et/ou le présent arrêté, les délais mentionnés au présent arrêté se comptent de minuit à minuit. Ils commencent à courir le jour ouvrable qui suit le jour de l'acte ou de l'événement qui y donne cours et comprennent le jour de l'échéance.

  Titre 2. Tenue des registres et publication.

  Art. 19. Sauf dispositions contraires dans la législation applicable et/ou le présent arrêté, le gestionnaire de réseau de transport détermine le support sur lequel il tient les registres prévus par le présent arrêté et/ou la législation applicable.
  Si les registres sont tenus sur un support informatique, le gestionnaire de 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 de réseau de transport assure la publication des registres prévus par le présent arrêté et/ou la législation applicable.

  Art. 20. Sans préjudice de la non publication des données et informations confidentielles ou commercialement sensibles dont il a connaissance en vertu du présent arrêté et/ou de la législation applicable, le gestionnaire de réseau de transport veille à publier sur un serveur accessible via internet et/ou sur tout autre support imposés par le présent arrêté et/ou la législation applicable les méthodologies, exigences, modalités et conditions, contrats types, formulaires et autres informations utiles aux utilisateurs du réseau de transport, aux utilisateurs de réseau, aux acteurs de marché ou à toute personne intéressée.

  Livre 7. Approbation des demandes de dérogation

  Art. 21. Les demandes de dérogation visées par les codes de réseau et lignes directrices européens sont soumises à l'approbation de la commission conformément à ceux-ci et dans le respect des procédures qui y sont établies.
  En outre, la commission transmet une copie de la demande de dérogation à la Direction générale de l'Energie dans les trois jours de la réception de celle-ci. La commission lui transmet également une copie des éventuelles informations complémentaires qu'elle aurait demandées et reçues dans les trois jours de la réception de celles-ci. La Direction Générale de l'Energie peut transmettre à la commission un avis dans les trois mois de la réception de la copie de la demande de dérogation. Si ces informations sont reçues par la Direction générale de l'Energie avant l'expiration de son délai de trois mois, celui-ci est prolongé d'un mois supplémentaire. Si ces informations 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.

  Livre 8. Avis préalable de la Direction Générale de l'Energie à l'approbation de conditions ou de méthodologies par la commission

  Art. 22. Lorsque les Etats membres peuvent donner un avis à l'autorité de régulation dans le cadre de l'approbation par celle-ci de modalités et conditions ou de méthodologies visées aux articles 6.2. et 6.3. de ligne directrice européenne SOGL, ou aux articles 5.2 à 5.4 de ligne directrice européenne EBGL, la commission demande à la Direction Générale de l'Energie de donner son avis sur la proposition du gestionnaire de réseau de transport concernant les conditions ou méthodologies dans les quinze jours civils suivant leur réception.
  Lorsque la commission doit approuver les modalités et conditions ou les méthodologies requises par l'article 4 de la ligne directrice européenne FCA ou par l'article 9 de la la ligne directrice européenne CACM, la commission demande également à la Direction Générale de l'Energie de donner son avis sur la proposition du gestionnaire de réseau de transport concernant les conditions ou méthodologies dans les quinze jours civils suivant leur réception.
  Dans sa demande d'avis à la direction générale de l'énergie, la commission précise le délai d'avis, qui ne peut être inférieur à quinze jours calendrier.
  Lorsque la Direction générale de l'Energie n'a pas notifié son intention de remettre un avis dans les cinq jours ouvrables à compter de la notification par la commission, elle est réputée avoir décidé de ne pas de remettre un avis.

  Partie 2. Données de planification du réseau de transport.

  Livre 1er. Généralités.

  Art. 23. Dans le cadre de l'exécution de l'article 13 de la loi du 29 avril 1999, qui prévoit l'établissement par le gestionnaire de réseau de transport d'un plan de développement qui tient notamment compte d'une capacité de réserve adéquate et des projets d'intérêt commun désignés par les institutions de l'Union européenne dans le domaine des réseaux transeuropéens, le gestionnaire de réseau de transport est en droit d'obtenir des utilisateurs du réseau de transport les données de planification prévues au présent titre.

  Livre 2. Obligation annuelle de notification des données de planification.

  Art. 24. L'utilisateur du réseau de transport transmet au gestionnaire de réseau de transport les données de planification disponibles et relatives aux sept années suivant l'année en cours.
  Le gestionnaire de réseau de transport informe l'utilisateur du réseau de transport lorsqu'un besoin d'évolution du réseau de transport ayant des impacts potentiels sur cet utilisateur du réseau de transport est identifié dans le cadre de la planification du réseau de transport.

  Art. 25. Le calendrier de la notification des données visées par le présent chapitre est fixé par le ministre, sur proposition du gestionnaire de réseau de transport, en tenant compte des échéances du plan de développement.

  Art. 26. Les données de planification à notifier comportent les données visées aux articles 362 et 363.

  Art. 27. L'utilisateur du réseau de transport peut, le cas échéant, notifier au gestionnaire de réseau de transport toutes autres informations utiles qui ne sont pas reprises dans les données de planification visées aux articles 362 et 363.

  Art. 28. Au cas où la notification des données de planification est incomplète, imprécise, erronée ou manifestement déraisonnable, l'utilisateur du réseau de transport concerné transmet, à la demande du gestionnaire de réseau de transport, toute correction ou donnée complémentaire demandée.
  En concertation avec l'utilisateur du réseau de transport, le gestionnaire de réseau de transport détermine le délai raisonnable dans lequel ces données lui seront notifiées par l'utilisateur du réseau de transport.

  Art. 29. Au cas où le gestionnaire de réseau de transport estime que des données supplémentaires, non mentionnées aux articles 362 et 363 et au annexe 3, sont nécessaires pour remplir ses obligations, il peut adresser une demande motivée à l'utilisateur du réseau de transport en vue de recevoir celles-ci.
  En concertation avec l'utilisateur du réseau de transport, le gestionnaire de réseau de transport détermine le délai raisonnable dans lequel ces données supplémentaires lui seront notifiées par l'utilisateur du réseau de transport.

  Art. 30. L'utilisateur du réseau de transport qui n'est pas en mesure de notifier les données demandées conformément aux articles 24 à 28 en informe le gestionnaire de réseau de transport et motive les raisons de la notification incomplète.

  Art. 31. La notification annuelle des données de planification précise leur date d'entrée en vigueur respective.

  Livre 3. Obligation de notification des données de planification en cas de mise en service ou de déclassement d'une unité de production d'électricité, d'un parc non-synchrone de stockage ou d'un système HVDC.

  Art. 32. L'utilisateur du réseau de transport qui envisage de mettre en service ou de déclasser une unité de production d'électricité ou un parc non-synchrone de stockage raccordé au réseau de transport, de type C ou D, ou un système HVDC raccordé au réseau de transport, notifie au gestionnaire de réseau de transport, au plus tard le 31 juillet de l'année précédant l'année de la réalisation effective de cette mise en service ou de ce déclassement, avec un délai de préavis de douze mois au minimum, les données de planification spécifiées aux articles 362 et 363.
  L'utilisateur du réseau de transport qui envisage de mettre en service ou de déclasser une unité de production d'électricité ou un parc non-synchrone de stockage de type B, opère la notification de cette mise en service ou de ce déclassement dès que la décision d'investissement ou de déclassement est prise.
  Cette notification par l'utilisateur du réseau de transport ne fait pas préjudice à la communication au gestionnaire de réseau de transport par le responsable de la planification des indisponibilités dans le plan de disponibilité, conformément à l'article 94 de la ligne directrice européenne SOGL. Cette dernière communication est en cohérence avec la notification réalisée par l'utilisateur du réseau de transport.
  Lorsqu'elle concerne un utilisateur d'un CDS, la notification de ces données au gestionnaire de réseau de transport est organisée, en application de l'article 341, alinéa 1er, 3°, par voie contractuelle entre le gestionnaire de réseau de transport, le gestionnaire de ce CDS et l'utilisateur du CDS concerné. Les principes relatifs à la notification des données de planification en cas de mise en service ou de déclassement fixés au présent article sont également applicables dans ce cas.

  Art. 33. La notification des données visées à l'article 32 ne préjuge pas d'une décision du gestionnaire de réseau de transport par rapport à l'objet de cette notification, ni de la décision finale de l'utilisateur de réseau de transport quant à son intention visée à l'article 32.

  Art. 34. La notification des données de planification en cas de mise en service ou de déclassement précise leur date d'entrée en service ou de déclassement respective.

  Partie 3. Raccordement.

  Livre 1er. Exigences techniques de raccordement.

  Titre 1er. - Généralités.

  Art. 35. § 1er. Le présent livre fixe des exigences techniques de raccordement pour les utilisateurs du réseau de transport.
  § 2. Les exigences techniques applicables aux unités de production d'électricité sont fixées en classant ces unités de production d'électricité dans les 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 aux articles 5.2 et 5.3 du code de réseau européen RfG, les unités de production d'électricité visées à l'alinéa 1 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 installations autres que les unités de production d'électricité visées au paragraphe 2, les parcs non-synchrones de stockage visés au paragraphe 4 et les systèmes en courant continu à haute tension visés au paragraphe 5 sont classées selon les catégories suivantes, sur la base notamment de l'article 3.1 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 de réseau de transport.
  § 4. Les parcs non-synchrones de stockage 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'un parc non-synchrone de stockage est la puissance active maximale que le parc non-synchrone de stockage est techniquement capable de délivrer ou d'absorber au point de raccordement avec le réseau de transport.
  § 5. Le présent livre établit des exigences techniques pour le raccordement de systèmes HVDC et de stations de conversion HVDC à l'extrémité isolée.
  § 6. Le présent livre fixe les règles de raccordement applicables aux installations de raccordement au réseau de transport dont toutes les installations de raccordement de l'utilisateur du réseau de transport :
  qui peuvent influencer la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau de transport ou des installations d'un autre utilisateur du réseau de transport ; ou
  qui peuvent influencer la qualité de la tension; ou
  qui fournissent des services de participation active de la demande au gestionnaire de réseau de transport, et au gestionnaire d'un réseau de distribution.
  § 7. Sans préjudice du paragraphe 8, l'installation d'un utilisateur du réseau de transport est considérée comme existante conformément à l'article 4.2., alinéa 1er, a) et b) des codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC respectivement.
  Sans préjudice du paragraphe 8, l'installation d'un utilisateur du réseau de transport qui n'est pas considérée comme existante conformément à l'article 4.2., alinéa 1er, a) et b) des codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC respectivement, est considérée comme une installation nouvelle.
  § 8. Conformément à l'article 4.2, alinéa 3 des codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC respectivement, la commission détermine si l'unité de production d'électricité, l'installation de consommation, l'installation d'un réseau de distribution raccordée à un réseau de transport, le réseau de distribution ou l'unité de consommation raccordé au réseau de transport, le système HVDC ou le parc non synchrone de générateurs raccordé en courant continu au réseau de transport est à considérer comme existant ou nouveau dans les circonstances suivantes :
  1° le contrat définitif et contraignant pour l'achat, respectivement, du composant principal de production, du composant principal de consommation, de l'unité de consommation ou du composant principal de production ou des équipements HVDC est conclu au plus tard le 27 avril 2019 ; et
  2° la conclusion du contrat est notifiée au gestionnaire de réseau compétent et au gestionnaire de réseau de transport compétent au plus tard trois mois après le 27 avril 2019 ; et
  3° la demande de reconnaissance, accompagnée de pièces justificatives est introduite auprès de la commission au plus tard six mois après le 27 avril 2019.
  A cette fin, la conclusion d'un contrat de raccordement complété de la notification au gestionnaire de réseau compétent et au gestionnaire de réseau de transport compétent de l'existence d'une offre finale du fournisseur ou d'un projet de contrat paraphé par le propriétaire et son fournisseur pour l'achat respectivement, du composant principal de production, du composant principal de consommation, de l'unité de consommation ou du composant principal de production ou des équipements HVDC est assimilée à la conclusion du contrat définitif et contraignant, ainsi qu'à sa notification, visées l'alinéa 1, 2°.
  La notification visée à l'alinéa 1, 2° indique au moins l'intitulé du contrat, la date de sa signature et la date de sa prise d'effet, et fournit les spécifications du composant principal de production, du composant principal de consommation, de l'unité de consommation ou du système HVDC qui doit être construit(e), assemblé(e) ou acheté(e).
  § 9. Un parc non-synchrone de stockage visé au paragraphe 4 est considéré comme existant s'il est déjà raccordé au réseau à la date d'entrée en vigueur du présent arrêté. Dans le cas contraire, il est considéré comme nouveau.

  Titre 2. Exigences applicables à toute installation et tout raccordement au réseau de transport.

  CHAPITRE 1er. Dispositions générales.

  Art. 36. § 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.
  § 2. Les installations de raccordement sont connectées au réseau de transport au niveau du point de raccordement par le gestionnaire de réseau de transport. Sous réserve du paragraphe 3 et de règles particulières spécifiées dans le présent livre pour certaines exigences techniques, les exigences techniques de raccordement sont fixées au(x) point(s) de raccordement concerné(s). Le point de raccordement sépare le réseau de transport des installations de raccordement dont le déclenchement n'a d'effets que sur l'utilisateur du réseau de transport raccordé à ce point.
  Le point de raccordement des réseaux publics de distribution au réseau de transport se trouve au 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 et dont la localisation physique et le niveau de tension sont repris dans la convention de collaboration conclue entre les gestionnaires de réseau concernés.
  § 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 3.4 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 3.5 du code de réseau européen HVDC, sauf exceptions prévues à ce même article .
  § 4. Lorsque plusieurs unités de production d'électricité ou parcs non-synchrones de stockage 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 parcs non-synchrones de stockage, séparément.

  Art. 37. Les raccordements sont gérés par le gestionnaire de réseau de transport conformément à l'article 8.
  Sans préjudice pour le gestionnaire de réseau de transport de pouvoir ériger toute installation de raccordement ou raccordement en vertu de sa désignation comme gestionnaire de réseau de transport en application de l'article 9 de la loi du 29 avril 1999, toute demande de nouveau raccordement ou de nouvelle installation de raccordement au réseau de transport est introduite auprès du gestionnaire de réseau de transport par tout candidat utilisateur du réseau de transport qui peut fournir un document valant preuve qu'il dispose ou disposera, en propriété ou en usage, de tous les droits relatifs à la gestion, l'utilisation, le renforcement et la cession de ces installations.
  Lorsque des installations de raccordement sont la propriété de l'utilisateur du réseau de transport, ce dernier est tenu de respecter ou de faire respecter toutes les dispositions de la législation applicable, de cet arrêté et des contrats conclus en vertu de cet arrêté relatives à son installation de raccordement.

  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 de 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 de réseau de transport et cet utilisateur de réseau de transport et sont ajoutées au contrat de raccordement.

  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 de réseau de transport détermine, dans le contrat de raccordement, de manière transparente et non discriminatoire, les normes, rapports techniques et autres règles de référence applicables.

  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 par le gestionnaire de réseau de transport visées ci-dessus et dans le contrat de raccordement.

  Art. 41. Sans préjudice des exigences techniques découlant des codes de réseaux européens RfG, DCC et HVDC, le gestionnaire de 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 à la présente section s'appliquent à toute installation et à tout raccordement au réseau de transport conformément à l'article 36, § 1er, pour autant que la norme ou une obligation légale le prévoie, et ne nécessitent pas d'amendement aux contrats conclus en vertu du présent arrêté.

  CHAPITRE 3. Exigences techniques générales pour le raccordement.

  Art. 43. Les valeurs fixées aux tableaux des annexes 1A et 1B s'appliquent aux installations de raccordement, indépendamment de leur niveau de tension. Toutes les unités de production d'électricité, installations de consommation ou CDS raccordés au réseau de transport, doivent, pour toutes les installations au niveau de tension du point d'interface, respecter, selon le cas, les valeurs fixées dans les tableaux des annexes 1A ou 1B 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 reprise respectivement aux annexes 1A et 1B pour ce niveau de tension.
  Ces valeurs peuvent être précisées et/ou adaptées dans leur contrat de raccordement, dans le respect de la législation applicable. Elles sont respectées dans leur intégralité, selon ce qui est prescrit dans le contrat de raccordement, pour obtenir la notification opérationnelle finale au sens de l'article 2, alinéa 2, 62), du code de réseau européen RfG et au sens de l'article 175, au terme de la procédure de mise en conformité pendant la période de la notification opérationnelle provisoire visée par les codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC et à l'article 174.

  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 aux annexes 2A et B.
  Les protections visées au paragraphe 1er sont précisées par le gestionnaire de réseau de transport dans le contrat de raccordement.

  Art. 45. § 1er. Le gestionnaire de réseau de transport détermine, après consultation de l'utilisateur du réseau de transport, en ce qui concerne les aspects non couverts par le présent arrêté, les codes de réseau et lignes directrices européens et les exigences d'applications générales approuvées par la commission en application desdits codes et lignes directrices, les exigences techniques générales minimales et les paramètres de réglage à mettre en oeuvre pour le raccordement au réseau de transport 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.
  § 2. Après consultation de l'utilisateur du réseau de transport concerné, le gestionnaire de réseau de transport détermine, de manière non discriminatoire et transparente, et sur le schéma unifilaire notamment :
  1° le point de raccordement ;
  2° le point d'interface ;
  3° le point d'accès associé au point de raccordement ou, dans le cas d'un raccordement partagé, les points d'accès associés au point de raccordement ;
  4° le point de mesure.
  § 3. Les exigences techniques minimales, les paramètres de réglage et les autres éléments visés aux paragraphes 1er et 2 sont repris dans le contrat de raccordement visé à l'article 169.

  Art. 46. § 1er. Le gestionnaire de 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 contrat de raccordement visé à l'article 169.
  § 3. Le ministre, sur proposition du gestionnaire de réseau de transport et après consultation des utilisateurs du réseau de transport ainsi que prévu à l'article 369, complète la liste des exigences techniques générales minimales et les paramètres de réglage déterminés au paragraphe 1er.

  Art. 47. Dans le respect des principes fixés aux articles 43 et 44, l'utilisateur du réseau de transport et le gestionnaire de réseau de transport déterminent en concertation pour les aspects non couverts par le présent arrêté, les codes de réseau et lignes directrices européens et les exigences d'applications générales approuvées par la commission en application desdits codes et lignes directrices, 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 ré-enclenchements automatiques prévus pour les lignes aériennes ;
  3° les modes d'exploitation (raccordement principal et de secours).

  Art. 48. § 1er. L'utilisateur du réseau de transport communique d'initiative au gestionnaire de 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, à savoir notamment :
  1° les caractéristiques des équipements de compensation situés dans les installations de l'utilisateur du réseau de transport;
  2° l'apport de puissance de court-circuit des équipements des installations de l'utilisateur du réseau de transport ou, à défaut, la puissance totale des moteurs installés dans les installations de l'utilisateur du réseau de transport, ou, à défaut le pourcentage de la consommation de l'utilisateur utilisée pour l'alimentation des moteurs à courant alternatif, ainsi que leurs modalités de connexion, directe ou via électronique de puissance ;
  3° les exigences techniques générales minimales et les paramètres de réglage de ses installations, visées à l'article 46, notamment les caractéristiques des installations de l'utilisateur du réseau telles que la configuration et les changements de configuration, les limites supérieure et inférieure de la tension et de la fréquence ;
  4° en général tout changement susceptible d'avoir une influence non négligeable sur la sécurité des installations de l'utilisateur du réseau de transport.
  Le gestionnaire de réseau de transport peut également demander aux utilisateurs du réseau de transport de lui fournir toutes les informations qui lui seraient nécessaires.
  § 2. Sans préjudice de l'article 24, § 2, le gestionnaire du réseau de transport informe l'utilisateur du réseau de transport de toutes les informations relatives aux configurations de réseau de transport ayant une incidence sur la qualité, la fiabilité, la disponibilité, l'efficacité et la sécurité des installations de l'utilisateur du réseau de transport. La liste des informations pertinentes est reprise dans son contrat de raccordement.

  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 de 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 de 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 de 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 de 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 de 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 de réseau de transport sur tout ou partie des installations de raccordement.
  § 2. Les modalités d'exécution des obligations mentionnées au paragraphe 1er sont déterminées au contrat de raccordement.

  CHAPITRE 5. Identification des équipements

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

  Art. 52. Après consultation de l'utilisateur du réseau de transport, le gestionnaire de 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 de réseau de transport.
  Cette disposition vise essentiellement les équipements repris 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, alinéa 1er, 1°.

  Art. 54. Le gestionnaire de réseau de transport est autorisé, sauf correction immédiate par l'installation de consommation visée à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 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 de réseau de transport motive cette décision et la notifie à l'utilisateur du réseau de transport concerné.

  Titre 3. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement au réseau de transport d'unités de production d'électricité et des parcs non-synchrones de stockage 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 parcs non synchrones de stockage visés à l'article 35 du présent arrêté, considérés comme existants conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, en complément des exigences techniques prévues au chapitre 2 et du contrat de raccordement les visant.

  CHAPITRE 2. Conditions de fonctionnement.

  Art. 56. § 1er. Une unité de production d'électricité ou un parc non-synchrone de stockage considéré comme existant conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, doit pouvoir fonctionner 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 de 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 un parc non-synchrone de stockage considéré comme existant conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, 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 au contrat de raccordement.

  Art. 57. Une unité de production d'électricité ou un parc non-synchrone de stockage considéré comme existant conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, doit pouvoir fonctionner 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.
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41068 )

  Art. 58. § 1er. Une unité de production d'électricité ou un parc non-synchrone de stockage considéré comme existant conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, doit, sauf stipulation contraire au contrat de raccordement:
  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.
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41069 )
  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.
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41069 )
  § 2. Des exigences spécifiques sont établies de manière objective, transparente et non discriminatoire par le gestionnaire de réseau de transport pour les parcs non synchrones de générateurs considérés comme existants conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, et 8, ainsi que pour les unités de production d'électricité considérés comme existantes conformément à l'article 35, § 7, alinéa 1er et 8, 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 35, §§ 7, alinéa 1er, 8.

  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 un parc non-synchrone de stockage considéré comme existant conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, 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 de 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 1A.

  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 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, ainsi que les unités de production d'électricité de type B considérées comme existantes conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9 ayant conclu un contrat de services de réglage de la tension et de la puissance réactive visé à l'article 234 avec le gestionnaire de réseau de transport, sont des unités de production d'électricité réglantes 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 considérée comme existante conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, visée à l'article 62 doit être capable d'adapter de manière automatique et à la première demande du gestionnaire de réseau de transport, sans délai, sa fourniture de puissance réactive lors de variations lentes, à l'échelle de minutes et brusques, à l'échelle d'une fraction de seconde, de la tension.

  Art. 64. Toute unité de production d'électricité considérée comme existante conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, qui n'est pas visée à l'article 62 doit être 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 de 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 35, §§ 7, alinéa 1er et 8, visée à l'article 62 doit pouvoir respectivement absorber ou fournir, au point de raccordement, une puissance réactive comprise entre a minima, -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 35, §§ 7, alinéa 1er et 8, visée à l'article 62 doit avoir 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 35, §§ 7, alinéa 1er et 8, 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 35, §§ 7, alinéa 1er et 8, visée à l'article 62 est pourvu d'un limiteur de sur-excitation 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 35, §§ 7, alinéa 1er et 8, 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,
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41070 )
  où :
  Q/net désigne la puissance réactive mesurée du côté haute tension du transformateur élévateur;
  P/max (anciennement Pnom) désigne la puissance maximale;
  U/net désigne la tension mesurée du côté haute tension du transformateur élévateur;
  U/norm,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 35, §§ 7, alinéa 1er et § 8, 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 35, §§ 7, alinéa 1er et 8, 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 doit être réglable, au minimum, entre 10 et 30 secondes.

  CHAPITRE 5. Autres dispositions.

  Art. 69. § 1er. L'utilisateur du réseau de transport et le gestionnaire de réseau de transport conviennent, 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° la capacité de l'unité de production d'électricité de fournir des services auxiliaires ;
  10° 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 ;
  11° le Power System Stabiliser ;
  12° 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 repris dans le contrat de raccordement.

  Titre 4. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement des nouvelles installations.

  CHAPITRE 1er. Généralités.

  Art. 70. Le présent titre établit les exigences techniques applicables pour le raccordement au réseau de transport d'installations des utilisateurs du réseau de transport visées à l'article 35 du présent arrêté, considérées comme nouvelle conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 2, 8 et 9 en complément des exigences techniques prévues au titre 2 et en complément des exigences techniques prévues au contrat de raccordement les visant.

  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 , 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, après mise en oeuvre d'une des procédures spécifiques suivantes:
  1° en cas de modernisation substantielle des unités de production d'électricité de types C ou D, des installations de consommation, des systèmes HVDC ou des parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu, conformément à l'article 4.1, a), des codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC respectivement, ou des unités de production d'électricité de type B ou des parcs non synchrones de stockage dont la procédure est complétée ou établie aux articles 161 à 163;
  2° lorsque la commission décide d'imposer, conformément à la procédure décrite aux articles 4.1, b), et 4.3 à 4.5 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 35, §§ 7, alinéa 1er et 8 ;
  3° lorsque la commission décide d'imposer une ou plusieurs des exigences techniques visées au présent titre à une catégorie d'unité de production de type B ou à une catégorie de parcs non synchrones de stockage considérées comme existants conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9 ;
  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. Une ou plusieurs des exigences techniques fixées dans le présent titre ne sont pas applicables aux installations de raccordement ou aux installations d'utilisateurs de réseau, considérées comme nouvelles conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 2, 8 et 9, lorsque la commission décide d'exonérer certaines catégories de nouvelles installations de raccordement ou de nouvelles installations d'utilisateurs de réseau de ces exigences techniques, à titre collectif, ou d'exonérer une nouvelle installation de raccordement ou une nouvelle installation d'utilisateur de réseau à titre individuel. Ceci se fait conformément à la procédure de dérogation décrite à l'article 21 et dans les codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC. Cette procédure de dérogation est, par analogie, également appliquée aux parcs non-synchrones de stockage.
  § 3. Lorsque le droit visé à l'article 6.3 du code de réseau européen RfG et/ou le droit visé à l'article 5.3 du code de réseau DCC est exercé, le gestionnaire de 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 7.5 du code de réseau européen RfG et à l'article 6.5 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 13.1, a), ii du code de réseau européen RfG, ou à l'article 12.2 du code de réseau européen DCC, ou à l'article 11.2 du code de réseau européen HVDC et qu'un accord ne peut être trouvé entre ce propriétaire et le gestionnaire de réseau de transport dans un délai de six mois, chaque partie peut demander à la commission de statuer dans un délai de mois quant à leur désaccord, conformément à l'article 7.5 du code de réseau européen RfG, ou à l'article 6.5 du code de réseau européen DCC, ou 5.5 du code de réseau européen HVDC. Dans ce cas, les délais visés dans la procédure de raccordement sont suspendus jusqu'à la notification aux parties de la décision de la commission.
  § 5. Lorsque des exigences spécifiques à un site sont à établir par le gestionnaire de réseau de transport compétent conformément aux codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC, celles-ci sont soumises préalablement à l'approbation de la commission pendant la procédure de raccordement. La commission 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 de réseau de transport d'approuver des conditions d'exploitation spécifiques doit toujours être justifiée de manière adéquate.
  § 6. Conformément aux articles 6.4 et 6.5 du code de réseau européen RfG, seules les exigences techniques fixées aux articles 13.2, a), b) et f), 13.4 et 13.5 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, alinéa 1er, 1°.
  Pour ce faire, le gestionnaire de réseau de transport vérifie pendant la procédure de raccordement de cette unité, le cas échéant en coordination avec le gestionnaire de réseau compétent, que l'unité concernée remplit les conditions suivantes:
  1° lorsqu'elles sont raccordées dans les installations de consommation visées par l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1° ; et
  2° lorsqu'elles répondent à l'ensemble des critères fixés à l'article 6.4 du code de réseau européen RfG ; ces critères sont évalués sur une base individuelle selon la situation rencontrée ; et
  3° lorsqu'elles ne fournissent pas un service d'équilibrage tels que visés au livre 6.
  Le propriétaire de cette unité de production d'électricité communique toutefois au gestionnaire de réseau de transport et au propriétaire des installations de consommation visées par l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1°, où il est raccordé, pendant la procédure de raccordement de cette unité, les capacités techniques de cette unité en termes de production d'électricité constante de puissance active et modulation de production d'électricité de puissance active.

  CHAPITRE 2. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement de nouvelles installations d'utilisateurs du réseau de transport visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1° à 4°.

  Section 1re. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement de nouvelles installations d'utilisateurs du réseau de transport visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1° à 4°.

  Art. 72. Les exigences techniques complémentaires fixées dans la présente section 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 le partie 7 le précise explicitement.

  Sous-Section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives à la fréquence.

  Art. 73. En application de l'article 12.1 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, alinéa 1er, 1° à 4°, doit au minimum être 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 30 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 30 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 30 minutes si la fréquence mesurée dans la zone de réglage se situe au-delà de 51 Hz (non inclus) et 51,5 Hz.

  Sous-section 2. Exigences techniques complémentaires relatives au maintien de la tension.

  Art. 74. § 1er. En application des articles 13.1 et 13.2 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, alinéa 1er, 1° à 4°, doit au minimum être 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 20 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 20 minutes dans la plage de tension entre 1,05 pu et 1,10 pu.
  § 2. En application de l'article 13.7 du code de réseau européen DCC, la plage de tension fixées par le gestionnaire de 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 :
  

  
Plage de tension Durée Spanningsbereik (kV) Duur
0.90 pu - 1.118 pu Illimité 0.9 pu - 1.118 pu Onbeperkt

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.

  Sous-section 3. Exigences techniques complémentaires en matière de court-circuit.

  Art. 75. Conformément à l'article 14.1 du code de réseau européen DCC, le gestionnaire de réseau de transport fixe, en sa qualité de gestionnaire de 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, alinéa 1er, 1° à 4°, est capable de supporter, en fonction du niveau de tension à son point de raccordement, lors de sa procédure de raccordement.

  Sous-section 4. Exigences techniques complémentaires en matière de puissance réactive.

  Art. 76. § 1er. En application de l'article 15.1, a) et b), du code de réseau européen DCC, les installations de consommation ainsi que les CDS visés à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1° et 4°, doivent disposer 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 leur contrat de raccordement :
  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 contrat de raccordement.
  Ces capacités doivent être démontrées par l'utilisateur du réseau de transport pour ses installations de consommation ou pour son CDS au gestionnaire de réseau de transport, en sa capacité de gestionnaire de réseau de transport compétent, pour un nombre limité de scénarios de référence prédéfinis et décrits dans le contrat de raccordement 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 de réseau de transport, en sa qualité de gestionnaire de réseau de transport compétent, et par les propriétaires des installations de consommation visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1°, ou par le gestionnaire du CDS, conformément à l'article 15.1, b) et c), du code de réseau européen DCC.
  § 2. En application de l'article 15.2 du code de réseau européen DCC, les CDS raccordés au réseau de transport doivent disposer 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 contrat de raccordement.
  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 de réseau de transport en sa qualité de gestionnaire de réseau de transport compétent et le gestionnaire du CDS sera réalisée conformément à l'article 15.2 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.

  Sous-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, doit appliquer, pour ses échanges de données en temps réel avec le gestionnaire de réseau de transport, les standards TASE 2 (IEC 60870-6) et IEC 104 (IEC 60870-5-104 Transmission Protocol) ou un autre protocole avec lequel les données de comptage sont échangées en temps réel, dans la mesure où il existe un accord entre le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport, tels qu'éventuellement modifiés.
  Ces standards sont publiés sur le site internet du gestionnaire de réseau de transport, agissant en sa qualité de gestionnaire de 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 cyber-sécurité. Ces lignes et leur alimentation sont redondantes aux deux extrémités avec une autonomie de plusieurs heures.

  Sous-section 6. Exigences techniques complémentaires relatives à la déconnexion et reconnexion.

  Art. 78. § 1er. En application de l'article 19.1, a) à (c), du code de réseau européen DCC, le gestionnaire de réseau de transport peut exiger, conformément au plan de défense du réseau, lors de sa procédure de raccordement, que toute installation de l'utilisateur du réseau de transport visée à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 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 19.4, a) à (c), du code de réseau européen DCC, toute installation de l'utilisateur du réseau de transport visée à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1° et 4°, ne peut se reconnecter automatiquement après une déconnexion que dans le cas où son contrat de raccordement, 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 fixées dans le contrat de raccordement.
  L'installation visée ci-dessus peut être déconnectée à distance du réseau de transport uniquement lorsque cette déconnexion à distance est autorisée dans le contrat de raccordement. Dans ce cas, la déconnexion doit être effective dans les 10 minutes, sauf autre délai spécifique fixé dans le contrat de raccordement.
  § 3. En application de l'article 13.6 du code de réseau européen DCC, le gestionnaire de réseau de transport peut convenir pendant la procédure de raccordement de toute installation de l'utilisateur du réseau de transport visée à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 1° à 4°, de ces modalités et réglages de la déconnexion automatique. A cet effet, l'utilisateur du réseau de transport, le gestionnaire du réseau de distribution ou le cas échéant le gestionnaire du réseau de transport local concerné, fixent de commun accord ces réglages des protections avec le gestionnaire de réseau de transport.

  Section 2. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement de nouvelles unités de consommation utilisées par une installation de consommation ou par un réseau fermé industriel pour fournir des services de participation active de la demande.

  Art. 79. Le présent article complète les dispositions spécifiques du code de réseau européen DCC pour les unités de consommation avec réglage de la puissance active par la participation active de la demande, réglage de la puissance réactive par la participation active de la demande ou traitement des contraintes de transit par la participation active de la demande.
  En application de l'article 28.2, 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 contrat de raccordement. Il en va de même pour les plages de tension, en application de l'article 28.2, b), du code de réseau européen DCC, qui sont indiquées à l'article 74.
  En application de l'article 28.2, 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 28.2, 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, est fixé dans le contrat de services auxiliaires conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport. Les limites maximales du délai d'ajustement dépendent du service fourni relatif à la participation active de la demande ; elles sont fixées par le gestionnaire de réseau de transport et mises à la disposition sur son site internet.
  En application de l'article 28.2, 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 sont fixées dans le contrat de services auxiliaires conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport. Il en va de même pour les spécifications techniques pour permettre le transfert d'informations relatif à cet ajustement de la consommation d'électricité, au sens de l'article 28.2, e) et l), du code de réseau européen DCC. Ces spécifications techniques sont également mises à la disposition par le gestionnaire de réseau de transport sur son site internet.
  Les valeurs de la vitesse de variation de la fréquence qui doivent être supportées 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,alinéa 1er, 5°, avec réglage de la fréquence du réseau pour la participation active de la demande.
  En application de l'article 29.2, 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 contrat de raccordement ou dans le contrat de services auxiliaires conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport.
  En application de l'article 29.2, c), du code de réseau européen DCC, les unités de consommation visées par la présente section III.I.4.2.2 respectent les plages de tension fixées à l'article 74, § 2.
  En application de l'article 29.2, 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 29.2, 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.
  § 6. En application de l'article 29.2, g), du code de réseau européen DCC, les installations de consommation visées par la présente section doivent être 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 %.

  CHAPITRE 3. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement d'unités de production d'électricité considérées comme nouvelles conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 2 et 8.

  Art. 81. Le présent chapitre 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 35, §§ 7, alinéa 2 et 8, ainsi que pour le raccordement des unités de pompage-turbinage qui satisfont aux exigences techniques fixées dans l'article 3.2, 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 Sections reprises dans le présent chapitre 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.

  Section 1re. 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 35, §§ 7, alinéa 2 et 8.

  Sous-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 35, §§ 7, alinéa 2 et 8, raccordée au réseau de transport, qu'elle soit de type A, B, C ou D.

  Sous-section 2. Exigences techniques complémentaires relatives à la fréquence

  Art. 83. § 1er. En application de l'article 13.1, 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, doit au minimum pouvoir fonctionner 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 30 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 30 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 30 minutes si la fréquence mesurée dans la zone de réglage est comprise au-delà de 51 Hz (non inclus) et jusqu'à 51,5 Hz.
  En application de l'article 13.1, 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, doit pouvoir fonctionner 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 de réseau de transport dans le contrat de raccordement 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 doit en communiquer la durée de fonctionnement technique au gestionnaire de réseau de transport et la mettre à disposition du gestionnaire de réseau de transport selon les modalités fixées dans le contrat de raccordement.
  § 2. En application de l'article 13.1, 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, doit disposer de la capacité à supporter des vitesses de variation de la fréquence et rester connectée au réseau auquel elle est raccordée, selon les profils de sous-fréquence et sur-fréquence ci-dessous :
  Profil de sous-fréquence
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41077 )
  Profil de sur-fréquence
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41078 )
  Le cas échéant, le réglage de la protection de découplage lié à la vitesse de variation de fréquence pour les unités de production d'électricité de type A, B, C ou D raccordées au réseau de transport doit être supérieur à 2 Hz par seconde, mesuré sur une durée moyenne de 500 millisecondes. La protection de découplage ne peut pas être en conflit avec les exigences de durée de fonctionnement minimales fixées au paragraphe 1er pour les différentes plages de fréquence. Pour des raisons techniques ou de sécurité de ces unités de production d'électricité, ce seuil de 2 Hz par seconde peut être réduit de commun accord avec le gestionnaire de réseau de transport.
  § 3. En application de l'article 13.2, f), i, du code de réseau européen RfG, une fois atteint son niveau de régulation minimal, toute unité de production d'électricité, qu'elle soit de type A, B, C ou D, visée à l'article 35, § 2, doit être capable de maintenir à ce niveau la production de puissance active.
  § 4. En application de l'article 13.4 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, en cas de baisse de fréquence en-dessous de 49 Hz, lorsqu'elle présente des limitations techniques pour maintenir une puissance active constante, est autorisée par le gestionnaire de réseau de transport, pendant sa procédure de raccordement, à réduire la puissance active en respectant les limites de la période de régime transitoire (entre t1 et t2) et de régime établi (jusqu'à t3) telles que définies ci-dessous :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41078 )
  

  
 Paramètres Réglage  Parameters Regeling
Période
  de régime transitoire
Seuil de fréquence 49 Hz Periode
  met een overgangs-regime
Frequentie-drempel 49 Hz
 Limite 2 % / Hz  Limiet 2 % / Hz
  
 t 1 (début) ≤ 2 s  t 1 (begin) ≤ 2 s
  
 t 2 (fin) 30 s  t 2 (einde) 30 s
Période
  de régime établi
Seuil de fréquence 49.5 Hz Periode
  met een vastgestelde regime
Frequentie-drempel 49.5 Hz
 Limite 10 % / Hz  Limiet 10 % / Hz
  
 t 3 (fin) 30 minutes  t 3 (einde) 30 minuten

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 de 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 13.5 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 13.6 du code de réseau européen RfG, le gestionnaire de réseau de transport peut imposer à toute unité de production d'électricité de type A raccordée au réseau de transport, dans son contrat de raccordement, 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 de réseau de transport.
  § 6. En application de l'article 13.7 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, doit répondre aux conditions suivantes :
  1° la fréquence doit rester 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 de réseau de transport, dans son contrat de raccordement, pour pouvoir se connecter automatiquement au réseau de transport.
  Par ailleurs, en application de l'article 14.4 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, doit répondre aux conditions suivantes :
  1° la fréquence doit rester 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 de réseau de transport, dans son contrat de raccordement, de pouvoir se connecter automatiquement au réseau de transport.
  § 7. En application de l'article 14.2, b), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire de réseau de transport peut imposer à toute unité de production d'électricité de type B raccordée au réseau de transport, dans son contrat de raccordement, 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 15.2, a) et b), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire de réseau de transport fixe pour toute unité de production d'électricité de type C ou D raccordée au réseau de transport, dans son contrat de raccordement, 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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41080 )
  Pour le cas d'une action manuelle locale, la consigne doit être atteinte dans un délai de 15 minutes et avec une précision de 10 % de la consigne de puissance active.
  § 9. En application de l'article 15.2, d), i, du code de réseau européen RfG, le gestionnaire de 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 son contrat de raccordement, les paramètres à respecter en mode de sensibilité à la fréquence (mode FSM). Elle doit être capable de fournir une réponse en puissance active aux variations de fréquence en respectant au minimum les paramètres suivants :
  Paramètres de la réponse en puissance active aux variations de fréquence en mode FSM (explications pour le diagramme).
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41081 )
  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 nulles.
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41082 )
  Pref est la puissance active de référence à laquelle AP est liée. AP 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 Af est la variation de la fréquence.
  En application de l'article 15.2, 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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41082 )
  

  
Paramètre Valeur Parameter Waarde
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)
t1 maximaal 2 seconden voor een elektriciteitsproductie-eenheid met inertie (synchrone elektriciteitsproductie-eenheid)
  maximaal 500 milliseconden voor een elektriciteitsproductie-eenheid zonder inertie (Power Park Module)
t2 30 secondes (15 secondes pour 50 % de la variation de fréquence maximale) t2 30 seconden (15 seconden voor 50 % van de maximale frequentievariatie)
Durée de fourniture en pleine puissance Minimum 15 minutes Duur van levering bij vol vermogen Minimaal 15 minuten

§ 10. En application de l'article 15.2, e), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire de réseau de transport fixe 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, dans son contrat de raccordement et dans le contrat de service auxiliaire conclu entre le fournisseur de services d'équilibrage associé à l'unité et le gestionnaire de réseau de transport. L'unité de production d'électricité doit être 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 15.2, 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, doit être capable de transmettre les signaux complémentaires fixés dans son contrat de raccordement et dans le contrat de service auxiliaire conclu entre le fournisseur de services d'équilibrage associé à cette unité et le gestionnaire de réseau de transport.
  § 12. En application de l'article 15.6, e), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire de 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.

  Sous-section 3. Exigences techniques complémentaires relatives à la gestion générale du réseau, en ce compris les dispositions d'échanges d'information.

  Art. 84. § 1er. En application de l'article 14.5, d), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité raccordée au réseau de transport, de type B, C ou D, doit pouvoir échanger avec le gestionnaire de 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 de réseau de transport ;
  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 de réseau de transport, 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 a été autorisée dans son contrat de raccordement lors de la procédure de raccordement, l'utilisateur du réseau de transport communique la puissance active et réactive brute.
  Le gestionnaire de réseau de transport fixe dans le contrat de raccordement la liste complète des informations à lui communiquer, outre les informations prévues ci-dessus, ainsi que les protocoles et infrastructures de communication.
  § 2. En application de l'article 16.4 du code de réseau européen RfG, une unité de production d'électricité de type D raccordée au réseau de transport doit disposer de dispositifs de synchronisation au point de raccordement seulement dans le cas où son contrat de raccordement en précise les termes et les paramètres, après accord avec le propriétaire de cette unité et, le cas échant, le gestionnaire de réseau compétent.

  Sous-section 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la stabilité en tension.

  Art. 85. § 1er. En application de l'article 15.3 et 16.2, c), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire de 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, pendant sa procédure de raccordement. Dans ce cas, le gestionnaire de réseau de transport convient, en sa qualité de gestionnaire de 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 de 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 doit rester connectée au réseau de transport et aux réseaux de transport local dans les plages de tension suivantes :
  

  
 Plages de tension Durée
  de fonctionnement
 Spannings-bereiken Werkingsduur
Niveaux de tension inférieur à 300 kV 0.85 pu - 0.90 pu 60 minutes Spannings-niveaus lager dan 300 kV 0.85 pu - 0.90 pu 60 minuten
 0.90 pu - 1.118 pu Illimité  0.90 pu - 1.118 pu Onbegrensd
 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 contrat de raccordement  1.118 pu - 1.15 pu Te bepalen tussen de relevante netbeheerder en de eigenaar van de elektriciteits-productie-eenheid, in het aansluitings-contract
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 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
 0.90 pu - 1.05 pu Illimité  0.90 pu - 1.05 pu Onbegrensd
 1.05pu - 1.10 pu A convenir entre le gestionnaire de réseau compétent et le propriétaire de l'unité de production d'électricité, dans le contrat de raccordement  1.05 pu - 1.10 pu Te bepalen tussen de relevante netbeheerder en de eigenaar van de elektriciteits-productie-eenheid, in het aansluitings-contract

En application de l'article 16.2, 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 doit rester connectée au réseau de transport et aux réseaux de transport local dans les plages de tension suivantes :
  

  
 Plages de tension Durée de fonctionnement  Spannings-bereiken Werkings-duur
Niveaux de tension
  inférieur à 300 kV
0.85 pu - 0.90 pu 60 minutes Spanningsniveaus lager dan 300 kV 0.85 pu - 0.90 pu 60 minuten
 0.90 pu - 1.118 pu Illimité  0.90 pu - 1.118 pu Onbegrensd
 1.118 pu - 1.15 pu 20 minutes  1.118 pu - 1.15 pu 20 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 Spanningsniveaus 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
 0.90 pu - 1.05 pu Illimité  0.90 pu - 1.05 pu Onbegrensd
 1.05 pu - 1.10 pu 20 minutes  1.05 pu - 1.10 pu 20 minuten

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 de réseau de transport, pendant la procédure de raccordement de cette unité, la capacité totale en puissance réactive de ce parc, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire de réseau de transport selon les modalités fixées dans le contrat de raccordement, le contrat de service auxiliaire conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport, tel que prévu à l'article 234, ainsi que tout autre éventuel contrat conclu dans le cadre de la mise en oeuvre du plan de défense ou de reconstitution du réseau visé au livre 4 de la partie 5.

  Sous-section 5. Exigences techniques complémentaires relatives à la reconstitution du réseau.

  Art. 86. En application de l'article 15.5, 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, doit être 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 de réseau de transport et l'unité de production d'électricité concernée, ainsi que, le cas échéant, avec le gestionnaire du réseau dans le réseau duquel cette unité de production d'électricité est raccordée.
  Une unité de production d'électricité de type C ou D raccordée au réseau de transport dont le temps de resynchronisation est supérieur à 15 minutes après sa déconnexion doit être 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 peut pas se limiter aux signaux des réglages des protections. La stratégie de protection est convenue entre le gestionnaire de réseau de transport et l'unité de production d'électricité concernée.
  Toute unité de production d'électricité de type C ou D raccordée au réseau de transport doit être 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 de réseau de transport, en tenant compte des caractéristiques de la technologie liée à l'énergie primaire.

  Sous-section 6. Exigences techniques complémentaires relatives à la gestion générale du réseau.

  Art. 87. En application de l'article 15.6, a), du code de réseau européen RfG, le contrat de raccordement 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 15.6, b), du code de réseau européen RfG, le contrat de raccordement de toute unité de production d'électricité de type C ou D visée à l'article 35, § 2, fixe les caractéristiques de l'instrumentation pendant la procédure de raccordement, le cas échéant en coordination avec le gestionnaire de réseau de transport compétent. Le contrat de raccordement 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 15.6, c), du code de réseau européen RfG, le contrat de raccordement 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 de réseau de transport compétent. Ceux-ci doivent pouvoir refléter le comportement de l'unité de production d'électricité en régime établi et en régime transitoire. Selon les cas, le contrat de raccordement exige également un modèle représentant les phénomènes électromagnétiques transitoires. Le contrat de raccordement fixe les formats des modèles de simulation, la documentation à communiquer dans ce cadre, les paramètres relatifs à la capacité de court-circuit et le domaine de validité des modèles.
  En application de l'article 15.6, d), du code de réseau européen RfG, le contrat de raccordement 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 de 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 15.6, f), du code de réseau européen RfG, le contrat de raccordement 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 de réseau de transport compétent.

  Section 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 35, §§ 7, alinéa 2 et 8.

  Sous-section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives à la fréquence.

  Art. 88. § 1er. En application de l'article 13.2., 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, doit, en mode de réglage restreint à la sur-fréquence (mode LFSM-O), être 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 doit se poursuivre au même niveau, sans variation subséquente (pas de diminution supplémentaire pour une augmentation de fréquence supplémentaire).
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41086 )
  

  
Paramètre Réglage SPGM Parameter SPGM-regeling
Seuil de fréquence 50,2 Hz Frequentie-drempel 50,2 Hz
Statisme 5 % (réglable entre 2 % et 12 %) Statische toestand 5 % (regelbaar tussen 2 % en 12 %)
Puissance de référence Pref Puissance maximale Pref-referentie-vermogen Maximaal vermogen
Temps de réaction Par défaut aussi rapidement que techniquement possible (sans délai intentionnel), des dispositions spécifiques pourraient être applicables en accord avec le gestionnaire de réseau de transport. Reactietijd Als standaard zo snel als technisch mogelijk (zonder opzettelijke vertraging), in overleg met de transmissienetbeheerder kunnen specifieke bepalingen van toepassing zijn
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
Respons-tijd 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 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 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

§ 2. En application de l'article 15.2, 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, doit, en mode de réglage restreint à la sous-fréquence (mode LFSM-U), être capable d'activer la fourniture de la réponse en puissance active aux variations de sous-fréquence selon les valeurs ci-après :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41087 )
  

  
Paramètre Réglage SPGM Parameter SPGM-regeling
Seuil de fréquence 49.8 Hz Frequentie-drempel 49.8 Hz
Statisme 5 % (réglable entre 2 % et 12 %) Statische toestand 5 % (regelbaar tussen 2 % en 12 %)
Puissance de référence Pref Puissance maximale Pref-referentie-vermogen Maximaal vermogen
Temps de réaction Par défaut aussi rapidement que techniquement possible (sans délai intentionnel), des dispositions spécifiques pourraient être applicables en accord avec le gestionnaire de réseau de transport. Reactietijd Als standaard zo snel als technisch mogelijk (zonder opzettelijke vertraging), in overleg met de transmissienetbeheerder kunnen specifieke bepalingen van toepassing zijn
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
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 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
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

Sous-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 17.2, a), et 18.2, 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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41087 )
  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).
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41088 )
  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.
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41088 )
  Courbe de capacité pour les SPGM de types C et D.
  En application de l'article 18.2, c), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone de type C ou D raccordée au réseau de transport doit être capable d'un réglage de la tension en tout point de fonctionnement des limites fixées dans le diagramme de capacité P-Q repris ci-dessous.
  Le niveau de tension maximum de 1.10 pu doit être 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 36, § 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 17.2, b), du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone de type B raccordée au réseau de transport doit être 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) doit être 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) doit être 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 en § 1) est fixé dans le contrat de raccordement de l'unité de production d'électricité synchrone, pendant la procédure de raccordement.
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41089 )
  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 19.2, a), et 21.3, 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 69 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41089 )
  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 contrat de raccordement par le gestionnaire de 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 aeq soit compris entre 18 et 25, tel qu'exprimé dans la formule ci-dessous:
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41089 )
  où les coefficients utilisés ont le sens donné à l'article 67.
  Pnom devient Pmax.
  Les valeurs pour aeq 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 21.3, d), ii du code de réseau européen RfG.
  § 4. En application de l'article 18.2 du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone de type C et D raccordée au réseau de transport doit 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, definie au paragraphe 1er, est fixée dans le contrat de raccordement de l'unité de production d'électricité synchrone, pendant la procédure de raccordement.
  § 5. En application de l'article 19.3 du code de réseau européen RfG, le contrat de raccordement des unités 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 transportgestionnaire de réseau de transport en collaboration avec le propriétaire de l'unité 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 transportgestionnaire de réseau de transport, pendant la procédure de raccordement de cette unité de production d'électricité, sa capacité totale en puissance réactive, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire du réseau de transportgestionnaire de réseau de transport selon les modalités fixées dans le contrat de raccordement, le contrat de service auxiliaire conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire du réseau de transportgestionnaire de réseau de transport, tel que prévu à l'article 234, ainsi que tout autre éventuel contrat conclu dans le cadre de la mise en oeuvre du plan de défense du réseau ou de reconstitution visé au livre 4 de la partie 6.

  Sous-section 3. Exigences techniques complémentaires relatives à la tenue aux creux de tension.

  Art. 90. En application des articles 14.3, 15.1 et 16.3 du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone de types B à D visée à l'article 35, § 2, doit pouvoir 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, doit respecter le diagramme relatif à la tenue aux creux de tension suivant :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41090 )
  

  
Paramètres tension
  [par unité (pu)]
Durée des paramètres
  (secondes)
Spanningsparameter
  [per eenheid (pu)]
Tijdsparameters
  (seconden)
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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41091 )
  

  
Paramètres tension [par unité (pu)] Durée des paramètres
  (secondes)
Parameters spanning
  (per eenheid (pu))
Duur van parameters
  (seconden)
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 16.3, 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 de réseau de transport, à la demande d'une unité de production d'électricité synchrone, pendant la procédure de raccordement de cette unité, au propriétaire de cette unité.

  Sous-section 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la robustesse.

  Art. 91. En application de l'article 17.3 du code de réseau européen RfG, toute unité de production d'électricité synchrone de types B à D raccordée au réseau de transport doit être 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 contrat de raccordement, pendant la procédure de raccordement de cette unité.

  Section 3. Exigences techniques complémentaires relatives aux nouveaux parcs non synchrones de générateurs de types A, B, C et D.

  Sous-section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives à la fréquence.

  Art. 92. § 1er. En application de l'article 13.2, 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, doit, en mode de réglage restreint à la sur-fréquence (mode LFSM-O), être 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 doit se poursuivre au même niveau, sans variation subséquente (pas de diminution supplémentaire pour une augmentation de fréquence supplémentaire).
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41092 )
  

  
Paramètre Réglage PPM Parameter PPM-regeling
Seuil de fréquence 50.2 Hz Frequentiedrempel 50.2 Hz
Statisme 5 % (réglable entre 2 % et 12 %) Statische toestand 5 % (regelbaar tussen 2 % en 12 %)
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. 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.
Temps de réaction Par défaut aussi rapidement que techniquement possible (sans délai intentionnel), des dispositions spécifiques pourraient être applicables en accord avec le gestionnaire de réseau de transport. 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 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
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 réglage <= 30 secondes pour une augmentation de puissance active
  <= 20 secondes pour une diminution de puissance active
Regelduur <= 30 seconden voor een verhoging van actief vermogen
  <= 20 seconden voor een vermindering van actief vermogen

§ 2. En application de l'article 15.2, c), i, du code de réseau européen RfG, tout parc non synchrone, de type C ou D visé à l'article 35, § 2, doit, en mode de réglage restreint à la sous-fréquence (mode LFSM-U), être 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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41093 )
  

  
Paramètre Réglage PPM Parameter PPM-regeling
Seuil de fréquence 49.8 Hz Frequentiedrempel 49.8 Hz
Statisme 5 % (réglable entre 2 % et 12 %) Statische toestand 5 % (regelbaar tussen 2 % en 12 %)
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 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.
Temps de réaction Par défaut aussi rapidement que techniquement possible (sans délai intentionnel), des dispositions spécifiques pourraient être applicables en accord avec le gestionnaire de réseau de transport. 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 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
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 réglage <= 30 secondes pour une augmentation de puissance active
  <= 20 secondes pour une diminution de puissance active
Regelduur <= 30 seconden voor een verhoging van actief vermogen
  <= 20 seconden voor een vermindering van actief vermogen

§ 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 21.2 et 22 du code de réseau européen RfG, la fonctionnalité décrite à cet article 21.2 n'est pas requise pour les parcs non-synchrones de générateurs de types C et D.

  Sous-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 21.3, d), du code de réseau européen RfG, un parc non-synchrone de générateurs raccordé au réseau de transport doit être 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 21.3, e), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire de réseau de transport fixe dans le contrat de raccordement du parc non-synchrone de générateurs concerné ou dans tout autre contrat ou convention conclu avec le gestionnaire de réseau de transport en application du présent arrêté, en sa qualité de gestionnaire de réseau de transport compétent, pendant la procédure de demande de raccordement, 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.
  § 2. En application de l'article 20.2, 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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41094 )
  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 21.3, 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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41095 )
  Upcc indique la tension au niveau du point de raccordement.
  Le gain de la boucle de réglage est fixé dans le contrat de raccordement par le gestionnaire de 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 aeq soit compris entre 18 et 25, tel qu'exprimé dans la formule ci-dessous :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41095 )
  où les coefficients utilisés ont le sens donné à l'article 67.
  Pnom devient Pmax.
  Les valeurs pour aeq 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 21.3, d), ii du code de réseau européen RfG.
  Le gestionnaire de 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 de réseau de transport fixe, le cas échéant en collaboration avec le gestionnaire de réseau compétent, les capabilités 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 doit être 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 de 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.
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41096 )
  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 doit être 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).
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41096 )
  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 doit pouvoir 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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41097 )
  Où :
  Nest le nombre d'unités installées dans le parc non-synchrone de générateurs
  aviest 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 36, § 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 20.2, 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 doit être 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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41097 )
  L'ensemble des paramètres de cette capacité sont fixés par le gestionnaire de réseau de transport dans le contrat de raccordement, pendant la procédure de raccordement. 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 doit, pour détecter le défaut asymétrique de façon certaine, contribuer au courant de défaut pour un courant positif, négatif et neutre. La contribution au courant de court-circuit est fixée par le gestionnaire de réseau de transport dans le contrat de raccordement, pendant la procédure de raccordement.
  § 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 parc non-synchrone de générateurs situés au sein d'un CDS, communique au gestionnaire de réseau de transport, pendant la procédure de raccordement de ce parc, la capacité totale en puissance réactive de ce parc, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire de réseau de transport selon les modalités fixées dans le contrat de raccordement, le contrat de service auxiliaire conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport tel que prévu à l'article 234 ainsi que tout autre éventuel contrat conclu dans le cadre de la mise en oeuvre du plan de défense du réseau ou de reconstitution visé au livre 4 de la partie 6.

  Sous-section 3. Exigences techniques complémentaires relatives à la tenue aux creux de tension.

  Art. 94. § 1er. En application des articles 14.3 et 20.1 du code de réseau européen RfG, tout parc non synchrone de générateurs visé à l'article 35, § 2, doit 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, 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, doit respecter le diagramme relatif à la tenue aux creux de tension suivant :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41098 )
  

  
Paramètres tension
  [par unité (pu)]
Durée des paramètres
  (secondes)
Parameters spanning
  [per eenheid (p.u.)]
Duur van parameters
  (seconden)
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, doit respecter le diagramme relatif à la tenue aux creux de tension suivant :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41098 )
  

  
Paramètres tension [par unité (pu)] Durée des paramètres (secondes) Parameters spanning [per eenheid (p.u.)] Duur van parameters (seconden)
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.

  Sous-section 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la robustesse.

  Art. 95. En application de l'article 20.3 du code de réseau européen RfG, tout parc non synchrone de générateurs de types B à D raccordé au réseau de transport doit être 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 son contrat de raccordement, pendant sa procédure de raccordement.

  CHAPITRE 4. Exigences techniques pour le raccordement des nouveaux parcs non-synchrones de stockage.

  Art. 96. Le présent chapitre fixe l'ensemble des exigences techniques applicables aux nouveaux parcs non-synchrones de stockage 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 parcs non-synchrones de stockage, sauf lorsque des exigences techniques spécifiques différentes 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.

  Section 1re. Exigences techniques relatives à la fréquence pour le raccordement de parcs non-synchrones de stockage.

  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 fixées à son article 13.1, ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, § 2, sont applicables à tous les parcs non-synchrones de stockage de types A à D visés 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 le parc non-synchrones de stockage est raccordé, ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, § 2, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage 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 sur-fréquence (mode LFSM-O) et à la sous-fréquence (mode LFSM-U), telles que fixées à ses articles 13.2 et 15.2, sont applicables à tous parcs non-synchrones de stockage de types A à D visés à l'article 35, § 4.
  En outre, en cas de larges variations de fréquence, les parcs non-synchrones de stockage doivent en priorité contribuer 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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41099 )
  

  
Paramètres Valeurs par défaut Parameters Standaardwaarden
f1 49.8 Hz f1 49.8 Hz
f2 50.2 Hz f2 50.2 Hz
s1 1 % sélectionnable dans une plage entre 1 % and 12 % s1 1 % te selecteren binnen een bereik van 1 % en 12 %
s2 5 % sélectionnable dans une plage entre 1 % et 12 % s2 5 % te selecteren binnen een bereik van 1 % en 12 %
Temps de réglage Aussi rapidement que possible et pas plus que 15 secondes Regelduur Zo snel mogelijk en niet langer dan 15 seconden
Temps de réaction Par défaut aussi rapidement que techniquement possible (sans délai intentionnel), des dispositions spécifiques pourraient être applicables en accord avec le gestionnaire de réseau de transport Reactietijd Als standaard zo snel als technisch (zonder opzettelijke vertraging), specifieke bepalingen kunnen van toepassing zijn in overleg met de transmissienetbeheerder

En application de l'article 15.3, b), du code de réseau européen E&R, les parcs non-synchrones de stockage doivent se déconnecter 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 parcs non-synchrones de stockage peuvent fixer avec le gestionnaire de réseau de transport des limites minimales et/ou maximales de leur état de chargement dans leur contrat de raccordement, 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 13.4, ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, § 4, ne sont applicables à aucun parc non-synchrone de stockage 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 13.6, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de type A raccordé au réseau de transport. En outre, tout parc non-synchrone de stockage de type A raccordé au réseau de transport doit être 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 de réseau de transport peut imposer dans le contrat de raccordement, 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 de réseau de transport :
  

  
Signal# Demande de cesser l'absorption ou l'injection de puissance active Binaire
  1: Demande active
  0: Fin de la demande
Signal# Verzoek tot stoppen absorptie of injectie van actief vermogen Binair
  1: Verzoek actief
  0: Einde van verzoek

§ 5. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la connexion automatique, telles que fixées à son article 13.7, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de types A, B et C.
  La connexion automatique de tout parc non-synchrone de stockage de types A à C visé à l'article 35, § 4, doit répondre aux conditions suivantes :
  1° la fréquence doit rester 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, le parc de stockage non-synchrone doit être 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.
  Tout parc de stockage non-synchrone de type B ou C raccordé au réseau de transport, est soumis à l'autorisation préalable du gestionnaire de réseau de transport dans son contrat de raccordement 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 auquel les parcs non-synchrones de stockage sont raccordés, après une déconnexion fortuite, telles que fixées à son article 14.4, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de types B, C et D visés à l'article 35, § 4.
  A cet égard, la reconnexion automatique après une déconnexion fortuite de tout parc non-synchrone de stockage de types B, C et D visé à l'article 35, § 4, doit répondre aux conditions suivantes :
  1° la fréquence doit rester 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, le parc de stockage non-synchrone doit limiter 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 tous parcs non-synchrones de stockage de types B, C et D raccordés au réseau de transport, sauf autorisation préalable du gestionnaire de réseau de transport dans leur contrat de raccordement 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 15.6, e), sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de types A, B, C et D raccordés au réseau de transport. Le gestionnaire de réseau de transport peut spécifier, pour les parcs non-synchrones de stockage de types A, B, C et D raccordés 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 14.2 sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de type B raccordés au réseau de transport.
  Tout parc non-synchrone de stockage de type B raccordé au réseau de transport doit être 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 au parc non-synchrone de stockage.
  Le gestionnaire de réseau de transport peut imposer dans le contrat de raccordement, 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 de réseau de transport :
  

  
Signal# Autorisation de reconnexion Binaire
  0: Pas de reconnexion
  1: autorisation de reconnexion
Signaal# Toestemming voor herinschakeling Binary
  0: Geen herinschakeling
  1: Toestemming
Signal# Demande de réduire l'absorption ou l'injection de puissance active Binaire
  1: Demande Active 0: Fin de Demande
Signaal# Verzoek tot reductie van absorptie of injectie van actief vermogen Binair
  1: Verzoek actief
  0: Einde van verzoek
Signal# Point de consigne de puissance active exprimé en MW Valeur
  Absorption / Injection
Signaal# Instelpunt voor actief vermogen in MW Waarde
  Opladen / ontladen

§ 8. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives aux échanges de données, telles que fixées à son article 14.5, ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de types B, C et D raccordés au réseau de transport.
  En outre, les parcs non-synchrones de stockage de types B, C et D raccordés au réseau de transport doivent communiquer au gestionnaire de réseau de transport les données suivantes :
  1° les données structurelles reprises dans le tableau ci-dessous :
  

  
EG Capacité Energie Brute [MWh] EG Bruto Energie Capaciteit [MWh]
Enet Capacité Energie Nette [MWh] Enet Netto Energie Capaciteit [MWh]
Pmax Puissance maximale [MW] Pmax Maximaal actief vermogen [MW]
SOCmin Etat de charge minimum [ %] SOCmin Minimum ladingsniveau [ %]
SOCmax Etat de charge maximum [ %] SOCmax Maximum ladingsniveau [ %]
Rch Taux de charge maximum [MW/min] Rch Maximale opladings-snelheid [MW/min]
Rdis Taux de décharge maximum [MW/min] Rdis Maximale ontladings-snelheid [MW/min]

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

  
SOC Etat de charge [ %] SOC ladingsniveau [ %]

§ 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 15.2., a), du code de réseau européen RfG, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de types C et D raccordés au réseau de transport.
  Les parcs non-synchrones de stockage de types C et D raccordés au réseau de transport doivent être capable atteindre leur production de puissance active, en mode de charge et de décharge, en application de la consigne du gestionnaire de 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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41102 )
  § 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 15.2. d), ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, § 9, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de types C et D raccordés au réseau de transport, en tenant compte des éventuelles spécificités des réservoirs à énergie limitée définies dans la ligne directrice européenne SOGL et, le cas échéant, dans le contrat de service auxiliaire FCR conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport.
  § 11. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la restauration de la fréquence, telles que fixées à son article 15.2. e), ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, § 10, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de types C et D raccordés au réseau de transport, en tenant compte des éléments fixés dans le contrat de service auxiliaire FRR conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport.
  § 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 15.2. g), ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 83, § 10, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de types C et D raccordés au réseau de transport, en tenant compte des éléments fixés dans les contrats de services auxiliaires FCR et FRR conclus entre les fournisseurs de ces service auxiliaires et le gestionnaire de réseau de transport.

  Section 2. Exigences techniques relatives à la robustesse et la tenue aux creux de tension pour le raccordement de parcs non-synchrones de stockage.

  Art. 98. Le gestionnaire de réseau de transport impose aux parcs non-synchrones de stockage de types B et C raccordés au réseau de transport, dans leur contrat de raccordement, 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 fixées à l'article 20.3 du code de réseau européen RfG, ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 95.
  Les parcs non-synchrones de stockage de type D raccordés au réseau de transport doivent en outre respecter 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 fixées à son article 22, ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées 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 de réseau de transport pour que ce dernier les valide.

  Section 3. Exigences techniques relatives à la stabilité en tension et à la capacité en puissance réactive pour le raccordement de parcs non-synchrones de stockage.

  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 20.2, a) et 21.3, a) à c), sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage respectivement pour le type B et pour les types C et D raccordés au réseau de transport, en mode de charge et de décharge.
  Par exception à l'article 36, § 2, les exigences relatives à la capacité à fournir et/ou absorber de la puissance réactive et applicables aux parcs non-synchrones de stockage de type B raccordés au réseau de transport, en application de l'article 20.2, a) du code de réseau européen RfG, sont évaluées du côté secondaire du transformateur du parc non-synchrone de stockage 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:
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41104 )
  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 21.3, a) à c), du code de réseau européen RfG, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de types C et D raccordés au réseau de transport. Elles sont représentées par le diagramme suivant pour le mode de charge et de décharge :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41105 )
  Profil U-Q/PD pour SPM types C & 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 21.3, d) à e), du code de réseau européen RfG, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de types C et D raccordés au réseau de transport.
  En application de l'article 21.3, d), du code de réseau européen RfG, un parc non-synchrone de stockage de type C et D raccordé au réseau de transport doit être 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 21.3, a) à c), du code de réseau européen RfG, un parc non-synchrone de stockage 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 :
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41106 )
  Upcc indique la tension au niveau du point de raccordement.
  Le gain de la boucle de réglage est fixé dans le contrat de raccordement par le gestionnaire de 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 aeq soit compris entre 18 et 25, tel qu'exprimé dans la formule ci-dessous:
  
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41106 )
  où les coefficients utilisés ont le sens donné à l'article 67.
  Pnom devient Pmax.
  Les valeurs pour aeq 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 21.3, d), ii du code de réseau européen RfG.
  En application de l'article 21.3, e), du code de réseau européen RfG, le gestionnaire de réseau de transport fixe dans le contrat de raccordement du parc non-synchrone de stockage concerné ou tout autre contrat ou convention conclu avec le gestionnaire de réseau de transport en application du présent arrêté, en sa qualité de gestionnaire de réseau de transport compétent, pendant la procédure de demande de raccordement, 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 de réseau de transport peut imposer en fonction des capabilités techniques des parcs non-synchrones de stockage de types B, C et D raccordés au réseau de transport, dans leur contrat de raccordement, 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 20.2 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 de réseau de transport peut imposer en fonction des capabilités techniques des parcs non-synchrones de stockage de types B, C et D raccordés 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 20.3, 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 son contrat de raccordement, pendant sa procédure de raccordement.
  § 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 fixées à son article 15.3 et 16.2, c), ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 85, §§ 1er et 2, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de type C et D raccordés au réseau de transport.
  § 4. Tout parc non-synchrones de stockage de type A, B, C raccordé 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 :
  
  

  
 Plages de tension Durée
  de fonctionnement
 Span-ningsbe-reiken Werkingsduur
Niveaux de tension inférieur à 300 kV 0.85 pu - 0.90 pu 60 minutes Span-ningsni-veaus lager dan 300 kV 0.85 pu - 0.90 pu 60 minuten
 0.90 pu - 1.118 pu Illimité  0.90 pu - 1.118 pu Onbegrensd
 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 contrat de raccordement  1.118 pu - 1.15 pu Te bepalen tussen de relevante netbeheerder en de eigenaar van de elektriciteits-productie- eenheid, in het aansluitings-contract
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 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
 0.90 pu - 1.05 pu Illimité  0.90 pu - 1.05 pu Onbegrensd
 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 contrat de raccordement  1.05 pu - 1.10 pu Te bepalen tussen de relevante netbeheerder en de eigenaar van de elektriciteits-productie- eenheid, in het aansluitings-contract

En application de l'article 16.2, a) et b), du code de réseau européen RfG, tout parc non-synchrone de stockage 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 :
  
  

  
 Plages de tension Durée
  de fonctionnement
 Spannings-bereiken Werkings-duur
Niveaux de tension inférieur à 300 kV 0.85 pu - 0.90 pu 60 minutes Spannings-niveaus lager dan 300 kV 0.85 pu - 0.90 pu 60 minuten
 0.90 pu - 1.118 pu Illimité  0.90 pu - 1.118 pu Onbegrensd
 1.118 pu - 1.15 pu 20 minutes  1.118 pu - 1.15 pu 20 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 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
 0.90 pu - 1.05 pu Illimité  0.90 pu - 1.05 pu Onbegrensd
 1.05 pu - 1.10 pu 20 minutes  1.05 pu - 1.10 pu 20 minuten

§ 5. Chaque propriétaire de parc non-synchrone de stockage de types B, C et D ayant un point d'accès au réseau de transport, à l'exception des parcs non-synchrones de stockage situés au sein d'un CDS, communique au gestionnaire du réseau de transport, pendant la procédure de raccordement de ce parc non-synchrone de stockage, la capacité totale en puissance réactive de ce parc, ainsi que, pour un parc non-synchrone de stockage 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 contrat de raccordement, le contrat de service auxiliaire conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire du réseau de transport tel que prévu à l'article 234 ainsi que tout autre éventuel contrat conclu dans le cadre de la mise en oeuvre du plan de défense du réseau ou de reconstitution visé au livre 4 de la partie 6.

  Section 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la reconstitution du réseau pour le raccordement de parcs non-synchrones de stockage.

  Art. 100. Les exigences techniques générales du code de réseau européen RfG relatives à la reconstitution du réseau, telles que fixées à son article 15.5, b) et c), ainsi que les exigences techniques complémentaires fixées à l'article 86, sont applicables aux parcs non-synchrones de stockage de types C et D, en mode de charge et de décharge.

  CHAPITRE 5. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement de nouveaux systèmes HVDC et de nouveaux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu.

  Art. 101. § 1er. Le présent chapitre établit des exigences techniques complémentaires, par rapport aux exigences techniques générales du code de réseau européen HVDC, pour le raccordement de nouveaux systèmes HVDC et de nouveaux parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu et de nouvelles stations de conversion HVDC à l'extrémité isolée.
  En application de l'article 169, § 2, 16°, l'ensemble des exigences et modalités spécifiques devant ou pouvant être spécifiées par le gestionnaire de réseau de transport pour un nouveau système HVDC déterminé, un nouveau parc non synchrone de générateurs raccordés en courant continu déterminé ou une nouvelle station de conversion HVDC à l'extrémité isolée déterminée ou devant être convenues entre le gestionnaire de réseau de transport et ce même utilisateur du réseau de transport, en application du code de réseau européen HVDC, seront reprises dans le contrat de raccordement, qu'une référence à ces exigences et modalités 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.

  Section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives au réglage de puissance active et au maintien de la fréquence.

  Sous-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 11.1 et 11.2 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 de réseau de transport en application de l'article 32.2 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 le contrat de raccordement :
  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 11.4 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 13.1. c), du code de réseau européen HVDC, un système HVDC doit être 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 13.3 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 de réseau de transport dans le contrat de raccordement.
  § 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 de réseau de transport dans le contrat de raccordement.
  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 de réseau de transport dans le contrat de raccordement.
  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 sur-fréquence (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 contrat de raccordement.
  Le seuil de fréquence et les valeurs de statisme visés à l'annexe II.B.1. a) du code de réseau européen HVDC doivent être 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 contrat de raccordement.
  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 contrat de raccordement.
  Le seuil de fréquence et les valeurs de statisme visés à l'annexe II.C.1. a) du code de réseau européen HVDC doivent être 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 contrat de raccordement.

  Sous-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 39.4 à 39.9 du code de réseau européen HVDC, les articles 13.2, 13.3, 15.2, a), 15.2, c), 15.2, d) et 15.2, 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 aux articles 39.4 à 39.9 du code de réseau européen HVDC.

  Section 2. 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.

  Sous-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 contrat de raccordement :
  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 de 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 18.3 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 doit 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 contrat de raccordement) :
  
  

  
Temps [ms] Amplitude de tension [pu] Tijd [ms] Spanningsamplitude [pu]
T<0 ms 1.0 T<0 ms 1.0
0 0 0 0
250 0 (augmentation linéaire
  jusqu'au point suivant)
250 0 (lineaire verhoging
  tot het volgende punt)
3000 0.9 3000 0.9
oo/ (pour un temps indéfini) 0.9 oo/
  (voor onbepaalde tijd)
0.9


  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41110 )
  Le gestionnaire de réseau de transport et le propriétaire du système HVDC conviennent des modalités et des réglages pour la déconnexion automatique dans le contrat de raccordement.
  § 3. En application de l'article 20.1 et 20.2 du code de réseau européen HVDC, le gestionnaire de réseau de transport spécifie dans le contrat de raccordement 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 20.3 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 22.1 du code de réseau européen HVDC, une station de conversion HVDC doit être 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 22.2 du code de réseau européen HVDC, une station de conversion HVDC doit également être 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 de réseau de transport et le propriétaire du système HVDC dans le contrat de raccordement ; et
  2° le mode STATCOM : l'ensemble des modes de contrôle spécifiés dans l'alinéa 1er et l'alinéa 2, 1°, doit être 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 22.3 du code de réseau européen HVDC, dans le cas du mode de réglage de la tension, chaque station de conversion HVDC doit être 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 de 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 doit être 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 doit être 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 de 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 doit être 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 22.5 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 de réseau de transport, pendant la procédure de raccordement, la capacité totale en puissance réactive de ce système, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire de réseau de transport selon les modalités fixées dans le contrat de raccordement, le contrat de service auxiliaire conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport tel que prévu à l'article 234 ainsi que tout autre éventuel contrat conclu dans le cadre de l'implémentation du plan de défense du réseau ou de reconstitution visé au livre 4 de la partie 6.

  Sous-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 25.1 et de l'annexe V du code de réseau européen HVDC, le gestionnaire de réseau de transport spécifie dans le contrat de raccordement un gabarit de creux de tension.
  En application de l'article 25.6 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 doit être capable de régler les composantes inverses des courants et tensions ;
  2° il doit être 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 ré-enclenchement 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 doit être 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 de réseau de transport peut spécifier dans le contrat de raccordement des grandeurs et profils temporels du rétablissement de la puissance active différents afin d'autoriser un rétablissement plus lent.

  Sous-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 40.1 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 (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 contrat de raccordement :
  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 de réseau de transport dans le contrat de raccordement ; et
  4° pendant une durée minimale à spécifier par le gestionnaire de réseau de transport dans le contrat de raccordement 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 de réseau de transport dans le contrat de raccordement 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 de 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 de réseau de transport, pendant la procédure de raccordement, la capacité totale en puissance réactive de ce parc, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire de réseau de transport selon les modalités fixées dans le contrat de raccordement, le contrat de service auxiliaire conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport tel que prévu à l'article 234 ainsi que tout autre éventuel contrat conclu dans le cadre de l'implémentation du plan de défense du réseau ou de reconstitution visé au livre 4 de la partie 6.

  Sous-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 48.1 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 le contrat de raccordement :
  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 de réseau de transport dans le contrat de raccordement ; et
  4° pendant une durée minimale à spécifier par le gestionnaire de réseau de transport dans le contrat de raccordement 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 de réseau de transport dans le contrat de raccordement 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 de 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 de réseau de transport, pendant la procédure de raccordement, la capacité totale en puissance réactive de cette station, en fait la démonstration et la met à disposition du gestionnaire de réseau de transport selon les modalités fixées dans le contrat de raccordement, le contrat de service auxiliaire conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport tel que prévu à l'article 234 ainsi que tout autre éventuel contrat conclu dans le cadre de l'implémentation du plan de défense du réseau ou de reconstitution visé au livre 4 de la partie 6.

  Section 3. 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, la modification des paramètres des différents modes de contrôle-commande et des réglages des protections du système HVDC dans la station de conversion doit être rendue possible.
  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.

  CHAPITRE 6. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement de nouveaux générateurs en mer, raccordés en courant alternatif.

  Section 1re. Exigences techniques complémentaires pour le raccordement d'unités de production d'électricité synchrones en mer.

  Art. 110. § 1er. Conformément à l'article 6.1 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 35, §§ 7, alinéa 2 et 8, et sans préjudice des dispositions sous le paragraphe 2 du présent article , les exigences techniques complémentaires relatives aux unités de production d'électricité de types B, C et D considérées comme nouvelles conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 2 et 8, visées dans la partie 3, livre 1er, titre 4, chapitre 3, section 1re 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 35, §§ 7, alinéa 2 et 8, visées dans la partie 3, livre 1er, titre 4, chapitre 3, section 2 s'appliquent également aux unités de production d'électricité synchrones en mer.
  § 2. Si le gestionnaire de 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 de réseau de transport doit communiquer les besoins et la justification de l'application de l'exigence technique à cette unité de production d'électricité synchrone en mer suffisamment en avance dans la procédure de raccordement de cette l'unité.
  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 35, §§ 7, alinéa 2 et 8.
  § 3. Le propriétaire d'une unité de production d'électricité synchrone en mer existante doit communiquer, démontrer au gestionnaire de réseau de transport et mettre à disposition de ce dernier les capabilités de cette unité, 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 contrat de raccordement ou tout autre contrat conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport relative à ces capabilités.
  § 4. Toute unité de production d'électricité synchrone en mer doit pouvoir participer au plan de défense du réseau, conformément à la partie 6, livre 4, titre 1er.

  Section 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 23.1 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 techniques complémentaires 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.
  Si le gestionnaire de 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, et compte tenu de l'impact que peut avoir cette exigence technique sur le parc non-synchrone de générateurs en mer, le gestionnaire de réseau de transport doit communiquer les besoins et la justification de l'application de l'exigence technique au parc non-synchrone de générateurs en mer suffisamment en avance dans la procédure de raccordement. 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 doit communiquer, démontrer au gestionnaire de réseau de transport et mettre à disposition de ce dernier les capabilités dudit parc, 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 contrat de raccordement ou tout autre contrat conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport relative à ces capabilités.
  Tout parc non-synchrone de générateurs en mer doit pouvoir participer au plan de défense du réseau, conformément à la parie 6, livre 4, titre 1er.

  Sous-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.

  Sous-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.

  Sous-section 3. Exigences techniques complémentaires relatives au comportement pendant des vitesses de vent élevées.

  Art. 114. En application de l'article 15.6, 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 doivent être convenues lors du processus de demande de raccordement entre le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport pour un site spécifique et fixées dans le contrat de raccordement, 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 doit communiquer au gestionnaire de réseau de transport et mettre 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 de 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 contrat de raccordement.

  Sous-section 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la réduction de la puissance active.

  Art. 116. En application de l'article 15.2, a) du code de réseau européen RfG, un parc non-synchrone doit être capable de réduire, à la demande du gestionnaire de réseau de transport, sa puissance active vers un niveau convenu entre l'utilisateur du réseau de transport et le gestionnaire de 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 de 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.

  Sous-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.
  Sous-seciton 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 doit communiquer, démontrer au gestionnaire du réseau de transport et mettre à disposition de ce dernier la capabilité totale du parc non-synchrone de générateurs de type éolienne, 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 contrat de raccordement, le contrat de service auxiliaire conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport tel que prévu à l'article 234 ainsi que tout autre éventuel contrat conclu dans le cadre de la mise en oeuvre du plan de défense du réseau visé à la partie 6, livre 4, titre 1er. La vitesse de réaction dans la courbe de capabilité doit être convenue lors du processus de demande de raccordement entre le gestionnaire de 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 contrat de raccordement.
  § 2. En cas d'indisponibilité, accidentelle ou planifiée, de générateurs dans un parc non-synchrone de générateurs, l'utilisateur du réseau de transport doit notifier au gestionnaire de réseau de transport le Pref qui en résulte et qui est exprimé en un pourcentage du Pmax.

  Sous-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.

  Sous-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.

  Sous-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.

  Sous-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.

  Sous-section 11. Exigences techniques complémentaires relatives au rétablissement de la puissance active après défaut.

  Art. 123. En application de l'article 20.3 du code de réseau européen RfG, tout parc non-synchrone de générateurs en mer doit être capable de rétablir la puissance active. Les paramètres de cette fonctionnalité et son activation doivent être convenus entre le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport lors du processus de demande de raccordement pour un site spécifique et fixé dans le contrat de raccordement.

  Section 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, 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 découlant des articles 20 et 21 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 de 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 de réseau de transport doit communiquer les besoins et la justification de l'application de l'exigence technique audit parc non-synchrone de générateurs en mer suffisamment en avance dans la procédure de raccordement. 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 doit communiquer, démontrer au gestionnaire de réseau de transport et mettre à disposition de ce dernier ses capabilités dudit parc non-synchrone de générateurs en mer existant dont le ou les points de raccordement se trouve(nt) en mer, même si ces capacités 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 contrat de raccordement ou tout autre contrat conclu entre le fournisseur de ce service auxiliaire et le gestionnaire de réseau de transport relatives à ces capacités.
  Tout parc non-synchrone de générateurs en mer doit pouvoir participer au plan de défense du réseau, conformément à la partie 6, livre 4, titre 1er.

  Sous-section 1re. Exigences techniques complémentaires relatives à la plage opérationnelle de tension.

  Art. 125. En application de l'article 25.1 du code de réseau européen RfG, et sans préjudice de l'article 14.3.a) et de l'article 16.3.a) du même code de réseau et des durées définies dans le tableau 10 mentionné à l'article 25.1 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, et pour une durée de 20 minutes pour la plage de tension entre 1.118 pu et 1.15 pu.

  Sous-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, doit au minimum pouvoir fonctionner en mode synchrone avec le réseau de transport dans les plages de fréquence et pendant les durées mentionnées à l'article 97, étant entendu que pour la plage de tension de 48,5 Hz - 49,0 Hz, la durée est illimitée.

  Sous-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 en mer.

  Sous-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 en mer.

  Sous-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 en mer.

  Sous-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 en mer.

  Sous-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 en mer.

  Sous-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 en mer.

  Sous-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.

  Sous-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 en mer.

  Sous-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 en mer.

  Livre 2. Réalisation du raccordement.

  Titre 1er. Etude d'orientation pour un raccordement au réseau de transport.

  CHAPITRE 1er. Introduction de la demande d'étude d'orientation.

  Art. 136. § 1er. Toute personne intéressée, y compris tout utilisateur du réseau de transport, a la possibilité d'introduire auprès du gestionnaire de réseau de transport une demande d'étude d'orientation concernant respectivement :
  1° un nouveau raccordement au réseau de transport ;
  2° une modification d'une installation de raccordement existante ;
  3° une modification des installations de l'utilisateur du réseau de transport et/ou de leur mode d'exploitation susceptible d'avoir un impact sur la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau de transport, ou qui affecteraient les capacités techniques de ces installations ;
  4° un nouveau raccordement ou une modification de raccordement pour une installation de consommation ou une unité de production d'électricité dont un raccordement de secours ou les équipements auxiliaires sont raccordés au réseau d'un gestionnaire de réseau autre que le gestionnaire de réseau de transport. Dans ce cas, l'examen de la demande d'étude d'orientation est réalisé par le gestionnaire de réseau de transport, avec la collaboration du gestionnaire de réseau compétent.
  § 2. Pendant l'examen de la demande d'étude d'orientation, le gestionnaire de réseau de transport accorde, dans la mesure du possible et compte tenu de la sécurité d'approvisionnement nécessaire, une priorité aux demandes d'étude d'orientation relatives aux unités de production d'électricité de types A et B qui utilisent des sources d'énergie renouvelables et aux unités de production combinée de chaleur et d'électricité de types A et B. Cette priorité aux unités de production d'électricité de types A et B utilisant des sources d'énergie renouvelables ou aux unités de production combinée de chaleur et d'électricité de types A et B est accordée dans la mesure où elle est prévue par la législation applicable.

  Art. 137. La demande d'étude d'orientation contient les informations suivantes :
  1° l'identité et les coordonnées du demandeur d'étude et, s'il s'agit d'une société et si elles ne sont pas encore connues du gestionnaire de réseau de transport, la raison sociale et la dénomination, la forme juridique et le siège social ainsi que les documents attestant les pouvoirs des signataires de la demande ;
  2° la localisation géographique et la puissance du raccordement projeté ;
  3° le formulaire de demande d'étude d'orientation fixé par le gestionnaire de réseau de transport et disponible sur son site internet, dûment complété, reprenant les informations qui constitue le dossier de ce demandeur d'étude, notamment les données techniques générales et les paramètres technologiques; et
  4° son engagement de payer le tarif lié à l'étude d'orientation.

  Art. 138. Le gestionnaire de réseau de transport publie le formulaire de demande d'étude d'orientation visé à l'article 137, alinéa 1er, 3°, sur son site internet.

  Art. 139. Le demandeur d'étude d'orientation identifie dans sa demande les informations commercialement sensibles qu'il considère, le cas échéant, comme confidentielles.
  Le demandeur d'étude d'orientation fait de même pour les informations complémentaires demandées par le gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 140. Dans un délai de dix jours ouvrables suivant l'introduction de la demande d'étude d'orientation, le gestionnaire de réseau de transport vérifie si la demande est complète. Si elle est incomplète, le gestionnaire de réseau de transport signale au demandeur d'étude d'orientation, les informations ou documents qui font défaut et lui accorde un délai pour compléter sa demande.

  CHAPITRE 2. Examen de la demande d'étude d'orientation.

  Art. 141. § 1er. Le gestionnaire de réseau de transport examine la demande d'étude d'orientation et évalue le raccordement ou l'adaptation projeté, de manière non discriminatoire, eu égard notamment :
  1° au maintien de l'intégrité, de la sécurité, de la fiabilité et de l'efficacité du réseau de transport ;
  2° au bon fonctionnement du réseau de transport par rapport à la sécurité, la fiabilité et l'efficacité des installations des autres utilisateurs du réseau de transport ;
  3° au développement harmonieux du réseau de transport, tel que prévu dans le plan de développement visé à l'article 23 ;
  4° aux raccordements déjà existants et aux réservations et attributions existantes de capacités d'injection ou de prélèvement ;
  5° au respect des dispositions de la loi du 29 avril 1999 et ses arrêtés d'exécution et de la législation applicable ;
  6° au respect du droit de l'environnement et de l'aménagement du territoire ;
  7° au maintien d'une capacité de transport nécessaire à l'approvisionnement des besoins futurs liés à des obligations de service public ;
  8° au maintien d'une capacité de transport découlant de dispositions légales spécifiques visant à sécuriser l'approvisionnement, dont notamment l'obligation de garantir le raccordement et l'attribution de capacités aux installations participant à un éventuel mécanisme de rémunération de capacité ou à un autre mécanisme ayant la même finalité ;
  9° à la priorité à donner, dans la mesure du possible et compte tenu de la sécurité d'approvisionnement nécessaire, aux unités de production d'électricité de types A et B utilisant des sources d'énergie renouvelables ou aux unités de production combinée de chaleur et d'électricité de types A et B raccordées dans des installations de consommation. Cette priorité est accordée dans la mesure où elle est prévue par la législation applicable.
  § 2. L'évaluation peut porter sur d'autres points déterminés d'un commun accord par le gestionnaire de réseau de transport et le demandeur d'étude d'orientation.
  § 3. Si le gestionnaire de réseau de transport estime que la demande d'étude d'orientation est manifestement déraisonnable au regard de la sécurité, de la fiabilité et de l'efficacité du réseau de transport, il notifie au demandeur le refus d'accepter la demande de raccordement et dès lors d'accès au réseau de transport et le motive au demandeur à l'issue de l'examen de la demande d'orientation réalisée en application des articles 144 à 147.
  § 4. Lorsque la demande d'étude d'orientation porte sur le raccordement d'une unité de production d'électricité de type B, C ou D, et s'il s'avère que la demande de raccordement ne peut être acceptée conformément à l'article 15, § 1er, alinéa 2, de la loi du 29 avril 1999, le gestionnaire de réseau de transport examine alors la pertinence de proposer au demandeur d'étude d'orientation un raccordement avec accès flexible au réseau de transport pour cette unité de production d'électricité, selon les modalités prévues à l'article 170.

  Art. 142. Le gestionnaire de réseau de transport peut, à tout moment, demander au demandeur d'étude d'orientation de lui communiquer dans un délai de dix jours ouvrables des données complémentaires nécessaires afin d'examiner la demande d'étude d'orientation.

  Art. 143. L'introduction d'une demande d'étude d'orientation ne fait naître aucune obligation dans le chef du gestionnaire de réseau de transport d'attribuer une réservation de capacité.

  CHAPITRE 3. Etude d'orientation.

  Art. 144. Dans les meilleurs délais mais au plus tard dans les quarante jours ouvrables suivant l'introduction de la demande d'étude d'orientation, et sous réserve de l'extension de ce délai suite à l'application éventuelle des articles 140 et 142, le gestionnaire de réseau de transport notifie au demandeur le résultat de son étude d'orientation. Elle contient les informations techniques décrites à l'article 145.
  L'étude d'orientation ne préjuge pas des options finales qui seront prises dans l'éventuel contrat de raccordement.

  Art. 145. Les informations techniques contenues dans l'étude d'orientation portent au moins sur les éléments suivants :
  1° un schéma du raccordement ou de l'adaptation projetée ;
  2° le cas échéant, les contraintes spécifiques (techniques, légales ou autres) liées à la localisation du raccordement ou de l'adaptation projetée ;
  3° le cas échéant, les éléments nécessaires pour la mise en conformité des installations de raccordement et des installations de l'utilisateur du réseau de transport ou des adaptations projetées en vertu de la loi du 29 avril 1999 et ses arrêtés d'exécution et de la législation applicable ;
  4° le cas échéant, l'indication de la nécessité de procéder à une étude concernant des appareils de filtrage et/ou compensation et/ou une étude concernant l'influence sur la stabilité du réseau ;
  5° le cas échéant, une évaluation indicative des éventuels renforcements à apporter au réseau pour le raccordement ou l'adaptation projetée et une évaluation indicative de la durée normale requise à cet effet ;
  6° le cas échéant, une description indicative du régime d'accès flexible qu'il serait approprié d'appliquer à l'unité de production d'électricité concernée, selon les modalités prévues à l'article 170 ;
  7° une évaluation indicative des délais pour la réalisation des travaux de raccordement ou d'adaptation projetés ;
  8° une estimation indicative des coûts pour la réalisation des travaux de raccordement ou d'adaptation projetés.

  Art. 146. Le gestionnaire de réseau de transport peut refuser de tenir compte, en tout ou en partie, de la demande d'étude d'orientation lorsque le demandeur d'étude d'orientation n'a pas fourni, dans un délai raisonnable, les données complémentaires requises par le gestionnaire de réseau de transport pour mener à bien son étude d'orientation.

  Art. 147. Dans le cas visé à l'article 146, le gestionnaire de réseau de transport notifie au demandeur d'étude d'orientation son refus motivé de réaliser l'étude d'orientation.

  Titre 2. Demande de raccordement.

  CHAPITRE 1er. Introduction de la demande de raccordement.

  Art. 148. Toute personne intéressée, y compris tout utilisateur du réseau de transport, introduit auprès du gestionnaire de réseau de transport une demande de raccordement lorsqu'elle projette un nouveau raccordement ou une modification de raccordement tel que listé à l'article 136, § 1er, ou projette encore une modification de la puissance mise à disposition. Quel que soit l'objet précis sur lequel porte cette demande, celle-ci est appelée de manière générale demande de raccordement dans le présent arrêté.
  Pendant l'analyse de la demande de raccordement, le gestionnaire de réseau de transport accorde, dans la mesure du possible et compte tenu de la sécurité d'approvisionnement nécessaire, une priorité aux demandes de raccordement relatives aux unités de production d'électricité de types A et B qui utilisent des sources d'énergie renouvelables et aux unités de production combinée de chaleur et d'électricité de types A et B. Cette priorité aux unités de production d'électricité de types A et B qui utilisent des sources d'énergie renouvelables et aux unités de production combinée de chaleur et d'électricité de types A et B est accordée dans la mesure où elle est prévue par la législation applicable.

  Art. 149. La demande de raccordement contient les informations suivantes :
  1° l'identité et les coordonnées du demandeur et, s'il s'agit d'une société et si elles ne sont pas encore connues du gestionnaire de réseau de transport, la raison sociale et la dénomination, la forme juridique, le siège social et la copie des statuts de celle-ci, ainsi que les documents attestant des pouvoirs des signataires de la demande ;
  2° la localisation géographique, le type de puissance et les caractéristiques détaillées et techniques du raccordement projeté et/ou des modifications des installations à raccorder et/ou raccordées au réseau de transport ;
  3° le formulaire de demande de raccordement fixé par le gestionnaire de réseau de transport et disponible sur son site internet, dûment complété, reprenant les informations qui constituent le dossier d'étude de la demande de raccordement ;
  4° un document valant preuve que le demandeur dispose ou disposera, en propriété ou en usage, de tous les droits relatifs à la gestion, l'utilisation, le renforcement et la cession des installations de raccordement projetées ;
  5° l'engagement du demandeur à payer le tarif lié à l'étude de détail en vue de nouveaux équipements de raccordement ou en vue de l'adaptation d'équipements de raccordement existants et prévu par la loi du 29 avril 1999 et ses arrêtés d'exécution.

  Art. 150. Le demandeur identifie dans sa demande les informations commercialement sensibles qu'il considère comme confidentielles. Le demandeur fait de même pour les informations complémentaires demandées, le cas échéant, par le gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 151. Dans un délai de dix jours ouvrables suivant l'introduction de la demande de raccordement, le gestionnaire de réseau de transport vérifie si la demande est complète. Si elle est incomplète, le gestionnaire du réseau de transport signale au demandeur les informations ou documents qui font défaut et lui accorde un délai de 5 jours ouvrables au moins pour compléter sa demande. Le délai est prorogé d'une durée égale sur demande motivée formulée par le demandeur de raccordement. Cette prorogation ne peut avoir lieu qu'un seule fois, sauf dérogation accordée par le gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 152. Lorsque la demande de raccordement porte sur une installation de consommation et est complète, le gestionnaire de réseau de transport réserve dans ce cas au demandeur une capacité en tenant compte de la capacité demandée et de la localisation du raccordement. Cette réservation de capacité se fait dans un délai de dix jours ouvrables après la commande de la réalisation de l'étude de détail, au sens de l'article 160.

  Art. 153. Lorsque la demande de raccordement porte sur le raccordement d'une unité de production d'électricité de type B, C ou D, d'un système HVDC, d'un parc non-synchrone de stockage ou d'un parc non synchrone de générateurs raccordés en courant continu, le gestionnaire de réseau de transport réserve une capacité en tenant compte de la capacité demandée ainsi que, le cas échéant, de l'application d'un régime d'accès flexible associé à cette capacité. Cette réservation a lieu au moment de l'envoi de l'étude de détail qui matérialise l'accord sur la solution technique, comme prévu à l'article 160, § 3.

  CHAPITRE 2. Raccordement partagé.

  Art. 154. Un demandeur de raccordement peut utiliser les installations de raccordement existantes ou les nouvelles installations de raccordement faisant déjà l'objet d'un contrat de raccordement avec le gestionnaire de réseau de transport, pour autant que l'utilisateur du réseau de transport déjà raccordé au réseau de transport par les installations visées par la demande de raccordement partagé accepte de partager son raccordement avec le demandeur, moyennant accord notamment sur l'indemnisation financière, et que le gestionnaire de réseau de transport confirme, via une étude de détail, la faisabilité technique du projet sollicité. Le demandeur doit par ailleurs suivre l'ensemble de la procédure de raccordement décrite au présent livre.

  Art. 155. Dans le cas d'un raccordement partagé tel que décrit à l'article 154 ci-dessus, chacune des installations des utilisateurs du réseau de transport concernés par ce raccordement partagé dispose d'un point d'accès individuel relatif à l'injection et/ou au prélèvement faisant l'objet de la demande de raccordement, d'une puissance individuelle mise à disposition au sens de l'article 196 et de son propre contrat de raccordement avec le gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 156. Chacun des contrats de raccordement des utilisateurs du réseau de transport concernés par ce raccordement partagé est complété par l'accord conclu entre les utilisateurs du réseau de transport et le gestionnaire de réseau de transport et fixant les droits et obligations des parties à propos du partage des installations de raccordement, dans le respect des règles du présent arrêté.
  Cet accord porte notamment sur les conditions du raccordement partagé, la conformité d'un raccordement partagé, la propriété des installations de raccordement partagé, le mode de gestion de ces installations et leur entretien.
  Seuls les éléments qui font partie d'un réseau de distribution ou du réseau d'un CDS ne peuvent pas être concernés par un raccordement partagé ; un tel raccordement partagé reste possible entre un utilisateur du réseau de transport et un CDS en partageant leurs installations de raccordement.

  CHAPITRE 3. Examen de la demande de raccordement.

  Art. 157. Le gestionnaire du réseau de transport examine le caractère complet de la demande de raccordement et l'évalue de manière non discriminatoire, eu égard notamment à la liste de critères fixée à l'article 141, § 1er.

  Art. 158. Le gestionnaire du réseau de transport peut, à tout moment, demander au demandeur de lui communiquer dans un délai raisonnable, qui ne peut être inférieur à 10 jours ouvrables, des données complémentaires nécessaires aux fins d'étudier le caractère satisfaisant de sa demande de raccordement.

  CHAPITRE 4. Identification du caractère mineur d'une modification

  Art. 159. § 1er. Dans les meilleurs délais mais au plus tard dans les vingt jours ouvrables suivant la réception de la demande de raccordement dûment complétée au sens de l'article 151, le gestionnaire de réseau de transport notifie au demandeur le résultat de l'évaluation du caractère mineur de sa demande de raccordement, lorsque celle-ci porte sur une demande de modification.
  Pour ce faire, lorsque le demandeur projette de modifier son raccordement ou son installation, ainsi que visé à l'article 148, le gestionnaire de réseau de transport apprécie et motive le caractère éventuellement mineur de cette modification.
  S'il la considère comme une modification mineure, le gestionnaire de réseau de transport peut :
  1° approuver les modifications projetées sans autres formalités, ni changement au contrat de raccordement de l'utilisateur du réseau de transport;
  2° proposer à l'utilisateur du réseau de transport concerné de modifier son contrat de raccordement pour encadrer la modification mineure, le cas échéant en concluant un avenant à ce contrat.
  Les modifications au contrat de raccordement visées au 2° ne dispensent pas l'utilisateur du réseau de transport concerné, dans ce cas, d'obtenir du gestionnaire de réseau de transport la notification opérationnelle de la conformité de son raccordement ou de son installation, conformément aux règles fixées au titre 4 du livre 2 de la partie 3 et à la législation applicable.
  Le gestionnaire de réseau de transport informe la commission de la décision qu'il a prise à propos du caractère éventuellement mineur de cette modification.
  § 2. En l'absence du caractère mineur de la modification projetée, le gestionnaire de réseau de transport propose à l'utilisateur du réseau de transport concerné, dans le délai fixé au § 1er, alinéa 1er, que la suite de la procédure s'effectue en application des articles 160 à 163. Dans ce cas, l'utilisateur du réseau de transport concerné commande la réalisation de l'étude de détail, en ce compris le cas échéant le volet modernisation de cette étude visée à l'article 161, et en paye les frais.

  CHAPITRE 5. Phase technique Etude détaillée de la demande de raccordement.

  Art. 160. § 1er. Dans les meilleurs délais mais au plus tard dans les quarante jours ouvrables suivant la réception de la demande de raccordement dûment complétée au sens de l'article 151, le gestionnaire de réseau de transport et le demandeur examinent ensemble les informations techniques fournies par le demandeur.
  § 2. Lorsque la demande de raccordement porte sur le raccordement d'une unité de production d'électricité de type B, C ou D et, s'il s'avère que la demande de raccordement ne peut être acceptée pour des raisons de manque de capacité conformément à l'article 15, § 1er, alinéa 2, de la loi du 29 avril 1999, le gestionnaire de réseau de transport peut proposer au demandeur de lui octroyer un accès flexible pour le raccordement de l'unité de production d'électricité concernée, selon les modalités prévues à l'article 170.
  § 3. Dans les meilleurs délais mais au plus tard dans les soixante jours ouvrables suivant la réception de la demande de raccordement dûment complétée, le gestionnaire de réseau de transport et le demandeur s'accordent sur la solution technique pour réaliser le projet sollicité. L'étude de détail communiquée par le gestionnaire de réseau de transport au demandeur décrit cette solution technique et les conditions techniques de ce raccordement.
  Toutefois, si le gestionnaire de réseau de transport estime à l'issue de la réalisation de l'étude de détail que la demande de raccordement ne peut être acceptée conformément à l'article 15, § 1er, alinéa 2, de la loi du 29 avril 1999, et qu'un accès flexible ne peut être octroyé, le gestionnaire de réseau de transport communique au demandeur et à la commission, conformément à l'article 4, sa décision de refuser la demande de raccordement, et dès lors d'accès au réseau de transport. Il indique dans celle-ci qu'elle peut faire l'objet d'un recours auprès de la commission ainsi que les modalités pour exercer celui-ci.
  § 4. Les délais visés au §§ 1er et 3, alinéa 1er, peuvent être prolongés de commun accord entre le gestionnaire de réseau de transport et le demandeur si la complexité de la demande de raccordement l'exige.
  § 5. L'accord sur la solution technique est valable pendant une période de cent vingt jours ouvrables à dater de l'envoi de l'étude de détail visée au paragraphe 3 au demandeur. S'il s'agit d'une unité de production d'électricité de type B, C ou D, d'un parc non-synchrone de stockage ou d'un système HVDC, la capacité est réservée pendant cette période, en application de l'article 153.
  Le demandeur peut demander la prolongation de la période de validité de l'accord sur la solution technique, pendant les vingt derniers jours ouvrables de la période de validité.
  Cette prolongation doit être confirmée formellement par le gestionnaire de réseau de transport. Le nombre de demandes de prolongation est illimité tant que les conditions de raccordement restent identiques.
  Une demande de prolongation formulée pour la première fois ne peut être refusée. L'accord sur la solution technique, ainsi que la réservation de capacité qui y est associée, sont dans ce cas à nouveau valables pour une période de soixante jours ouvrables.
  Lorsque le gestionnaire de réseau de transport évalue toute demande de prolongation ultérieure, il tient compte de l'évolution du réseau de transport et d'autres réservations et attributions de capacité ayant un impact sur le projet de raccordement.
  En cas de prolongation, l'accord sur la solution technique ainsi que la réservation de capacité qui y est associée, seront à nouveau valables pour une période de cent vingt jours ouvrables.
  Dans sa décision de confirmation, le gestionnaire de réseau de transport informe le demandeur des conséquences visées aux alinéa 8 et 9 d'un éventuel changement des conditions de la demande de raccordement au cours de cette nouvelle période.
  Lorsqu'une nouvelle prolongation de la période de validité de l'accord sur la solution technique a été accordée et que les conditions de la demande de raccordement évoluent ensuite par rapport à celles qui ont été prises en compte pour réaliser l'étude de détail relative à cette demande, en raison de la survenance d'une autre demande de raccordement bénéficiant d'un traitement prioritaire en application de l'article 141, § 1er, 9°, ou d'autres réservations et/ou attributions de capacité ayant un impact sur le projet de raccordement, le gestionnaire de réseau de transport en informe le demandeur dans les meilleurs délais et y joint son analyse du changement des conditions de la demande de raccordement.
  L'accord sur la solution technique décrite dans l'étude de détail ainsi que la réservation de capacité correspondante deviennent caduques dès la notification par le gestionnaire de réseau de transport du changement des conditions de la demande de raccordement.
  Dans ce cas, le demandeur peut solliciter auprès du gestionnaire de réseau de transport une nouvelle étude de détail en appliquant la procédure visée au présent article .
  Par exception aux articles 152 et 153, la nouvelle réservation de capacité interviendra lors du nouvel accord sur la solution technique pour le raccordement.
  Le gestionnaire de réseau de transport peut toutefois exiger qu'une demande de raccordement soit réintroduite, au sens des articles 148 à 153, si les conditions de raccordement sont très fortement modifiées par rapport à celles décrites dans la demande de raccordement initiale.
  Sans préjudice de l'application des articles 11, alinéa 2, 7°, 23, § 2, alinéa 2, 9°, et 29ter, alinéa 1er, 1°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité qui permettent à la commission d'approuver, de demander de revoir ou de refuser d'adopter une décision du gestionnaire de réseau de transport relative à l'accès au réseau de transport visée à l'article 15, § 1er, alinéa 2, de la loi du 29 avril 1999, lorsque le demandeur de raccordement est en désaccord avec les conclusions de l'analyse du gestionnaire de réseau de transport, visée au § 5, troisième alinéa ci-dessus, il saisit la commission dans un délai de soixante jours ouvrables à compter de la notification qui lui est faite. La commission prend une décision sur le caractère adéquat des conclusions de l'analyse du gestionnaire de réseau de transport dans un délai de soixante jours ouvrables à compte de la réception de la demande qui lui est notifiée par le gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 161. § 1. Lors de la réalisation de l'étude de détail visée à l'article 160, § 3, lorsque la demande de raccordement porte sur une modification d'installations de l'utilisateur du réseau de transport visés à l'article 4.1.a),considérés comme existantes conformément à l'article 35, § 7, alinéa 1 et § 8, respectivement du code de réseau européen RfG, du code de réseau européen DCC et du code de réseau européen HVDC, le gestionnaire de réseau de transport examine de façon détaillée si cette modification tombe dans le champ d'application de l'article 4.1., a), précité.
  Dans ce cadre, il applique les critères d'analyse fixés en application de l'article 162, §§ 1er et 2. L'étude de détail visée à l'article 160, § 3, indique les résultats de cet examen, ainsi que, le cas échéant, la décision de la commission prise en application de l'article 4.1.,a), iii), respectivement du code de réseau européen RfG, du code de réseau européen DCC et du code de réseau européen HVDC.
  § 2. Lors de la réalisation de l'étude de détail visée à l'article 160, § 3, lorsque la demande de raccordement porte sur une modification d'un parc non synchrone de stockage ou d'une unité de production d'électricité de type B, considérés comme existant conformément à l'article 35, §§ 8 et 9, le gestionnaire de réseau de transport examine de façon détaillée si celle-ci vise une modernisation substantielle ou un remplacement des équipements du parc non synchrone de stockage ou de l'unité de production d'électricité de type B de sorte que leurs capacités techniques s'en trouve affectées.
  Dans ce cadre, il applique les critères d'analyse fixés en application de l'article 162, §§ 1er et 2.
  Si le gestionnaire de réseau de transport juge que l'étendue de la modernisation ou du remplacement d'équipements est telle qu'un nouveau contrat de raccordement est requis, il le notifie à la commission.Cette dernière décide si le contrat de raccordement existant doit être révisé ou si un nouveau contrat de raccordement est requis, et détermine les exigences du présent arrêté qui s'applique à ce parc non synchrone de stockage ou à cette unité de production d'électricité de type B.
  L'étude de détail visée à l'article 160, § 3, indique les résultats de cet examen, ainsi que, le cas échéant, la décision de la commission prise en application du présent paragraphe.
  § 3. Dans les cas visés au paragraphes 1er et 2, le délai fixé à l'article 160, § 3, sont suspendus jusqu'à l'issue de la procédure décrite à l'article 4.1. a), respectivement du code de réseau européen RfG, du code de réseau européen DCC et du code de réseau européen HVDC, ou jusqu'à l'issue de la procédure visée au paragraphe 2.

  Art. 162. § 1er. Le volet modernisation de cette étude de détail, à savoir l'étude de modernisation visée à l'article 161, évalue de façon détaillée les changements projetés par rapport aux éléments suivants :
  1° tout changement de technologie ayant pour conséquence d'augmenter la production d'électricité nominale de l'unité de production d'électricité de type B ou de l'unité de production d'électricité visée à l'article 4.1. du code de réseau européen RfG, ou le parc non synchrone de générateurs raccordés en courant continu visés à l'article 4.1. du code de réseau européen HVDC, d'une façon telle que l'unité concernée passe le seuil supérieur vers le type C ou D ;
  2° l'ampleur de l'augmentation de la production nominale de l'unité de production d'électricité de type B ou de l'unité de production d'électricité visée à l'article 4.1. du code de réseau européen RfG ou de l'augmentation de la puissance du système HVDC concerné visé à l'article 4.1 du code de réseau européen HVDC, ou d'un parc non synchrone de stockage ;
  3° le renouvellement d'un ou plusieurs éléments techniques essentiels d'une installation de l'utilisateur du réseau visée à l'article 4.1 respectivement du code de réseau européen RfG, du code de réseau européen DCC et du code de réseau européen HVDC, ou d'un parc non-synchrone de stockage. Le placement de pièces de rechange à l'identique par l'utilisateur de transport dans ses installations n'est pas considéré comme le renouvellement d'un ou plusieurs éléments techniques essentiels de ces installations.
  § 2. Le gestionnaire du réseau élabore des lignes directrices pour l'application de l'article 4.1. respectivement du code de réseau européen RfG, du code de réseau européen DCC et du code de réseau européen HVDC, de l'article 161, § 2, et pour l'application du paragraphe 1er. Il notifie celles-ci pour avis à la commission pour la première fois au plus tard dans les trois mois qui suit l'entrée en vigueur du présent arrêté.
  § 3. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport procède à une notification à la commission en application de l'article 4.1 respectivement des codes de réseau européens RfG, DCC, HVDC, de l'article 161, § 2, alinéa 3, et en application du paragraphe 2, il notifie une copie pour avis à la Direction générale de l'Energie. Celle-ci transmet son avis dans le mois à la commission et au gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 163. Dans le cas d'une modernisation substantielle du réseau de traction ferroviaire, le gestionnaire du réseau de traction ferroviaire et le gestionnaire de réseau de transport collaborent activement afin de déterminer la solution relative au besoin de conformité qui répond le mieux notamment aux contraintes techniques et qui est optimale sur le plan économique.

  CHAPITRE 6. Offre de réalisation du raccordement Proposition technique et financière.

  Art. 164. § 1er. Au plus tard dans les trente jours ouvrables suivant l'envoi de l'étude de détail au demandeur ou à l'issue de la procédure visée à l'article 4.1 respectivement des codes de réseau européens RfG, DCC, HVDC et à l'article 161, le gestionnaire de réseau de transport notifie au demandeur une proposition technique et financière pour la réalisation du raccordement décrivant les phases de la réalisation du raccordement, ou pour la réalisation des travaux visés par cette proposition, ainsi que le prix de ces travaux, basé sur la solution technique convenue, ainsi que décrit à l'article 160.
  Les données techniques générales réelles visées à l'annexe 3 sont notifiées au gestionnaire de réseau de transport par le demandeur dans cette proposition.
  § 2. Le délai visé au § 1er, alinéa 1er, pour l'envoi au demandeur de la proposition technique et financière peut être prolongé de commun accord entre le gestionnaire de réseau de transport et le demandeur, si la complexité de la réalisation du raccordement et/ou le nombre de variantes à étudier l'exigent.

  Art. 165. Dès réception de la proposition technique et financière visée à l'article 164, § 1er, alinéa 1er, et avant la signature de son contrat de raccordement, le demandeur peut commander cette offre de réalisation et demander au gestionnaire de réseau de transport de démarrer les premières étapes de la réalisation du raccordement et les demandes des autorisations et permis visés à l'article 171, et prend en charge les frais qui y sont relatifs. Dans l'attente de la conclusion du contrat de raccordement, l'exécution de ces tâches se fera néanmoins dans les mêmes conditions que celles prévues dans le contrat de raccordement.

  CHAPITRE 7. Contrat de raccordement.

  Art. 166. La proposition technique et financière visée à l'article 164, § 1er, alinéa 1er, reste valable pendant aussi longtemps que l'accord sur la solution technique visé à l'article 160 reste valable. Au plus tard à l'issue du délai de validité de la proposition technique et financière visée à l'article 164, § 1er, alinéa 1er, si la proposition technique et financière a été acceptée par le demandeur, le gestionnaire de réseau de transport et le demandeur concluent un contrat de raccordement pour une durée indéterminée, selon les modalités visées au présent chapitre, ou adaptent le contrat de raccordement existant.
  La conclusion du contrat de raccordement attribue la capacité réservée pour le raccordement au demandeur, cette capacité pouvant le cas échéant être limitée par un régime d'accès flexible tel que prévu à l'article 170.
  Le cas échéant, la modification du contrat de raccordement, lorsqu'elle vise une modification d'un raccordement existant, tient compte de la décision de la commission sur le caractère substantiel de la modernisation ou du remplacement, en application de l'article 4.1 respectivement des codes de réseau européens RfG, DCC, HVDC et des articles 161 et 162.
  Le contrat de raccordement peut contenir une condition suspensive liée à l'obtention des permis ou autorisations concernant les installations pour lesquelles la procédure administrative est en cours; la commission en est alors informée. Si le gestionnaire de réseau de transport refuse une telle condition suspensive, il communique les motifs de sa décision au demandeur et à la commission.

  Art. 167. Si le projet de raccordement prend fin, le gestionnaire de réseau de transport et le demandeur conviennent de commun accord de mettre fin au contrat de raccordement et à la procédure de raccordement.

  Art. 168. La non-conclusion d'un contrat de raccordement dans le cas visé à l'article 167 entraîne l'annulation de la réservation de capacité mais ne donne aucunement lieu au remboursement du tarif visé à l'article 149, 5°.

  Art. 169. § 1er. Le contrat type de raccordement, approuvé en application de l'article 4, contient au moins les éléments suivants :
  1° les droits et obligations réciproques des parties concernant le raccordement ;
  2° la preuve de la solvabilité financière du cocontractant du gestionnaire de réseau de transport et les garanties financières à fournir par le cocontractant;
  3° les modalités pour le recouvrement par ou pour le gestionnaire de réseau de transport des impayés éventuels du cocontractant ;
  4° les modalités de paiement, termes et délais concernant toutes les factures adressées au cocontractant, en ce compris la prise en charge tous les frais relatifs à ce raccordement, en ce compris à l'occasion de son contrôle, et qui seraient encourus par le cocontractant, en application de la législation applicable et du présent arrêté ;
  5° les dispositions relatives à la confidentialité, notamment des informations commerciales sensibles ;
  6° le règlement des litiges, y compris le cas échéant, les clauses de conciliation et d'arbitrage ;
  7° les dispositions générales à prendre par le cocontractant lorsque le réseau est en état d'alerte, état d'urgence, état de panne généralisée ou en état de reconstitution ou dans une situation de danger visée à l'article 13, alinéa 2, ainsi que leurs conséquences sur les obligations découlant du contrat de raccordement ;
  8° les modalités et les conditions de suspension et de résiliation du contrat de raccordement conformément au présent arrêté, en ce compris l'éventuelle suspension de fonctionnement lorsque la notification opérationnelle restreinte cesse d'être valide ;
  9° les modalités et conséquences de l'octroi d'une notification opérationnelle restreinte, en cas de retrait temporaire de conformité, en cas d'application des mesures prévues à l'article 176 du présent arrêté et à l'article 37 du code de réseau européen RfG ;
  10° les modalités qui peuvent être prises par le gestionnaire de réseau de transport lorsqu'une installation de raccordement ou une installation raccordée est susceptible de porter préjudice à la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau de transport et/ou d'une installation d'un autre utilisateur du réseau de transport ;
  11° le cas échéant, les modalités d'un accès flexible au réseau de transport, selon les modalités prévues à l'article 170 ;
  12° les dispositions relatives à la responsabilité des parties ;
  13° la condition suspensive visée à l'article 166, § 4.
  14° les annexes.
  § 2. Les éléments suivants du contrat de raccordement sont fixés pour chaque raccordement, selon les annexes du contrat type approuvé en application de l'article 4 :
  1° l'identité et les coordonnées des parties ainsi que celles de leurs représentants respectifs ;
  2° l'identification du raccordement et notamment sa localisation géographique et sa tension nominale ;
  3° la puissance apparente minimale et maximale de court-circuit du raccordement au point de raccordement ;
  4° le schéma de raccordement et les modes d'exploitation du raccordement ;
  5° l'identification des installations de raccordement ;
  6° les modalités et procédures relatives à la vérification initiale de la conformité et au contrôle périodique de la conformité des installations de raccordement et des installations du cocontractant du gestionnaire de réseau de transport, en ce compris celles relatives au suivi des résultats des essais de conformité et simulations, ainsi que les modalités de notification au gestionnaire de réseau de transport des modifications des capacités techniques des installations de raccordement, projetées ou réalisées, volontaires ou résultant d'un incident, qui pourraient affecter cette conformité ;
  7° les dispositions relatives aux droits de propriété et d'usage du raccordement ;
  8° les dispositions et spécifications minimales à respecter par les installations du raccordement notamment en matière de caractéristiques techniques, de mesures et comptages, de changements de modes d'exploitation, d'entretien, de fonctionnalités des protections, la sécurité des biens et des personnes ;
  9° les dispositions concernant l'accessibilité aux installations de raccordement et aux installations du cocontractant du gestionnaire de réseau de transport ;
  10° la possibilité et les modalités de contrôle, de modification ou d'interruption de la production de puissance active sur le point d'injection et/ou de prélèvement, ainsi que la marge de tolérance applicable à la nouvelle consigne et au délai pour l'atteindre; le cas échéant, les modalités relatives à la demande de diminution de la puissance maximale pouvant être produite dans le cadre d'un accès flexible au réseau de transport ;
  11° les dispositions des paramètres à respecter en mode de sensibilité à la fréquence ; les dispositions spécifiques des limites minimales et maximales du taux de variation de la puissance active ;
  12° le cas échéant, les dispositions spécifiques prises par le cocontractant du gestionnaire de réseau de transport pour assurer l'insensibilité de ses installations aux creux de tension ;
  13° le cas échéant, les dispositions spécifiques relatives à la qualité ;
  14° le cas échéant, les dispositions spécifiques concernant la fourniture de services auxiliaires par le cocontractant du gestionnaire de réseau de transport ;
  15° les modalités et le phasage pour la réalisation du raccordement et pour les renforcements de réseau requis pour ce raccordement ;
  16° l'ensemble des exigences et modalités spécifiques devant ou pouvant être spécifiées par le gestionnaire de réseau de transport pour un utilisateur de réseau de transport déterminé ou devant être convenues entre le gestionnaire de réseau de transport et ce même utilisateur du réseau de transport, en application des codes de réseau et lignes directrices européens, qu'une référence à ces exigences et modalités spécifiques soit reprise ou non dans le présent arrêté.
  § 3. La conclusion du contrat de raccordement n'empêche pas le gestionnaire de réseau de transport, moyennant notification motivée, de revoir les exigences techniques et fonctionnelles établies pour le plan de protection du raccordement, pour des raisons de sécurité, fiabilité et efficacité du réseau de transport.

  Titre 3. Raccordement avec accès flexible.

  Art. 170. § 1er. Lorsque la demande d'étude d'orientation visée à l'article 136, § 1er, ou la demande de raccordement visée à l'article 148, § 1er, porte sur le raccordement d'une unité de production d'électricité de type B, C ou D, le gestionnaire de réseau de transport qui propose un accès flexible pour le raccordement de l'unité de production d'électricité concernée dans une étude d'orientation en application de l'article 144, § 1er, ou dans une étude de détail en application de l'article 160, § 3, doit préalablement notifier le demandeur et la commission de son intention dans un rapport technique. Le gestionnaire de réseau de transport y justifie son choix par des critères objectifs et techniquement fondés. Une copie du rapport technique est notifiée à la Direction générale de l'Energie pour information.
  La commission approuve la justification fournie par le gestionnaire de réseau de transport dans les meilleurs délais mais au plus tard dans les vingt jours ouvrables suivant la notification qui lui faite en application de l'alinéa 1er. Ce délai peut être prolongé une fois par la commission, pour une durée qu'elle précise, si la complexité de la demande d'étude d'orientation ou de raccordement l'exige. Les délais visés aux articles 144, § 1er et 160, §§ 1er et 3 sont prolongés à due concurrence.
  § 2. La possibilité d'octroyer un accès flexible pour le raccordement d'une unité de production d'électricité ne dispense pas le gestionnaire de réseau de transport de développer son réseau conformément au plan de développement visé à l'article 13 de la loi du 29 avril 1999.
  L'accès flexible est limité dans le temps et prend fin à la date de mise en service des renforcements nécessaires du réseau prévus par le plan de développement visé à l'alinéa 1er. A cette date, la puissance flexible mise à disposition devient une puissance permanente et s'ajoute à la puissance permanente déjà mise à disposition. Cet accès flexible n'est pas limité dans le temps si le plan de développement précité ne prévoit pas les renforcements nécessaires.
  § 3. Le rapport technique visé au paragraphe 1er, alinéa 1er, précise les conditions d'octroi de l'accès flexible, dont notamment :
  1° le moment prévu pour la mise en service des renforcements nécessaires du réseau prévus par le plan de développement précité ;
  2° la puissance permanente mise à disposition de manière permanente et la puissance flexible mise à disposition ;
  3° une estimation de la durée moyenne et la durée totale par an pendant laquelle la puissance flexible peut être réduite.
  Si les renforcements nécessaires du réseau prévus par le plan de développement visé à l'article 13 de la loi du 29 avril 1999 n'ont pas lieu au moment prévu conformément au § 3, 1°, le gestionnaire de réseau de transport peut demander à la commission une prolongation de l'accès flexible pour une durée déterminée, moyennant conditions le cas échéant.
  § 4. Le gestionnaire de réseau de transport ne peut réduire la puissance flexible mise à disposition que si les conditions cumulatives suivantes sont remplies :
  1° en cas de congestion ;
  2° lorsque la sécurité et la fiabilité du réseau sont menacées.

  Titre 4. Réalisation et conformité du raccordement au réseau de transport - Procédure de notification opérationnelle pour le raccordement au réseau de transport.

  CHAPITRE 1er. Réalisation du raccordement.

  Art. 171. Le gestionnaire de réseau de transport et le demandeur de raccordement se chargent, chacun respectivement pour leurs installations de raccordement, d'introduire leurs demandes nécessaires pour l'obtention des autorisations et des permis requis pour le raccordement. A cette fin, le demandeur de raccordement et le gestionnaire de réseau de transport s'apportent toute l'aide nécessaire.

  CHAPITRE 2. Conformité du raccordement.

  Section1re. Généralités.

  Art. 172. Les essais et simulations visant à démontrer la conformité du raccordement par rapport aux exigences techniques fixées dans la législation applicable, au présent arrêté et dans le contrat de raccordement, à réaliser en application des codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC ou du présent arrêté, ainsi que pour le raccordement d'un parc non-synchrone de stockage, lors du raccordement de l'installation et pendant la durée de vie de ce raccordement, sont mis en oeuvre par l'utilisateur du réseau de transport ou un tiers qu'il a désigné pour ce faire.
  L`utilisateur du réseau de transport notifie le résultat de ses essais de conformité et simulations à l e gestionnaire du réseau de transport, en appliquant le cas échéant les modalités et procédures à ce propos, communiquées préalablement par le gestionnaire de réseau de transport.
  La condition suspensive relative à la conformité des installations du raccordement et des installations de l'utilisateur du réseau est réalisée lorsque cette conformité est constatée par la notification opérationnelle de mise sous tension délivrée par le gestionnaire de réseau de transport.

  Section 2. Procédure de notification opérationnelle pour le raccordement de parcs non synchrones de stockage et leur conformité.

  Art. 173. Le gestionnaire de réseau de transport délivre à l'utilisateur du réseau de transport une notification opérationnelle de mise sous tension (EON) pour les parcs non-synchrones de stockage, dès que les étapes préparatoires de mise sous tension sont menées à bien, et ce indépendamment de la conformité des installations de ce raccordement.
  Pour faire fonctionner son installation, cet utilisateur du réseau de transport devra ensuite disposer d'une notification opérationnelle provisoire, ainsi que prévu à l'article 174, § 3.

  Art. 174. § 1er. La conformité des installations du raccordement et du parc non synchrone de stockage à l'ensemble des exigences techniques visées à l'article 172 est constatée par la réalisation concluante des essais de conformité et simulations visés à article 172 au niveau du ou des point(s) de raccordement concerné(s).
  § 2. Dans le cas des parcs non-synchrone de stockage de type A, l'examen de la conformité se limite à la soumission d'une fiche de collecte complète auprès du gestionnaire de réseau de transport selon la même procédure que celle applicable aux unités de production d'électricité de type A visée à l'article 30 du code de réseau européen RfG.
  Pour les parcs non-synchrones de stockage de types B et C, une procédure simplifiée basée sur un dossier technique est suivie pour la recherche de conformité, selon les mêmes procédures que celles applicables aux unités de production d'électricité de type B et C visée aux articles 44 et 45 du code de réseau européen RfG.
  § 3. Sur base des résultats des essais de conformité, le gestionnaire de réseau de transport délivre, en cas de besoin, une notification opérationnelle provisoire (ION) à l'utilisateur du réseau pour une durée maximale de 24 mois, relative à son parc non-synchrone de stockage de type D. Elle couvre la période dont dispose l'utilisateur du réseau de transport pour mettre le raccordement concerné en conformité avec les exigences techniques mentionnées ci-dessus, et en fixe la durée explicitement. Cette notification opérationnelle provisoire liste les éléments à mettre en conformité, en réalisant les mêmes essais et simulations que ceux requis par le code de réseau européen RfG pour les unités de production d'électricité de type D et en application du présent arrêté.
  Lorsque la durée maximale de la notification opérationnelle provisoire est atteinte sans que des progrès substantiels aient été faits pour la mise en conformité du raccordement, ce raccordement peut être déconnecté du réseau de transport en application des principes fixés à l'article 176.

  Art. 175. Le gestionnaire de réseau de transport délivre à l'utilisateur du réseau de transport concerné une notification opérationnelle finale (FON) de la façon suivante :
  1° pour les parcs non-synchrones de stockage de type A, dès que leur fiche de collecte est jugée complète par le gestionnaire de réseau de transport, notamment en application de la même procédure de notification opérationnelle que celle établie par l'article 30 du code de réseau européen RfG pour les unités de production d'électricité de type A ;
  2° pour les parcs non-synchrones de stockage de types B et C, dès que leur dossier technique est jugé complet et satisfaisant par le gestionnaire de réseau de transport, en application de la même procédure de notification opérationnelle que celle établie par l'article 32 du code de réseau européen RfG pour les unités de production d'électricité de type B et C ;
  3° pour les parcs non-synchrones de stockage de type D, dès que la conformité de ces installations est établie, notamment en application de la même procédure de notification opérationnelle établie par le codes de réseau européens RfG pour les unités de production d'électricité de type D.

  Art. 176. Dans le cas où le raccordement d'un parc non synchrone de stockage de type D n'est plus conforme aux exigences techniques de raccordement, par rapport à la législation applicable, au présent arrêté et/ou au contrat de raccordement, ou lorsque l'installation subit temporairement une modification ou une perte de capacité significative dégradant ses performancesl'utilisateur du réseau de transport en informe le gestionnaire du réseau de transport immédiatement et, la même procédure que celle visée à l'article 37.2 à 37.7 du code de réseau européen RfG est appliquée.
  La notification opérationnelle finale attestant de la conformité du raccordement concerné par la notification opérationnelle restreinte ne pourra être délivrée à nouveau qu'après la mise en conformité et la réalisation concluante des essais visés à l'article 174.

  Section 3. Procédure pour la réalisation des essais par l'utilisateur du réseau de transport.

  Art. 177. Un accord écrit préalable doit être obtenu du gestionnaire de réseau de transport par tout utilisateur du réseau de transport qui souhaite mettre en oeuvre des essais, soit sur ses installations, soit sur les installations de raccordement auquel il est raccordé, lorsque ces essais sont susceptibles d'influencer le réseau de transport, les installations de raccordement ou les installations d'un autre utilisateur du réseau de transport.

  Art. 178. § 1er. La demande d'autorisation visée à 177 doit être notifiée au gestionnaire de réseau de transport. La demande doit :
  1° être motivée par l'utilisateur du réseau de transport ;
  2° contenir au moins les informations techniques relatives aux essais demandés, leur nature, la procédure, leur programmation et l'installation ou les installations à laquelle ou auxquelles les essais ont trait.
  § 2. Le gestionnaire de réseau de transport examine l'objet de la demande par rapport à la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau et des installations des utilisateurs du réseau de transport.
  § 3. A défaut d'autorisation des essais conformément au paragraphe 1er, le gestionnaire de réseau de transport les refuse par décision motivée ou demande à l'utilisateur du réseau de transport des informations complémentaires.
  § 4. Le cas échéant, il autorise les essais demandés, leur procédure et leur programmation. Il en informe l'utilisateur du réseau de transport qui souhaite mettre en oeuvre ces essais et les utilisateurs du réseau de transport concernés, pour autant que ces derniers soient identifiables.
  § 5. L'utilisateur du réseau de transport informe le gestionnaire de réseau de transport de l'état d'avancement des essais ainsi que de tout changement par rapport au programme des travaux.
  § 6. L'utilisateur du réseau de transport qui souhaite mettre en oeuvre des essais, y compris par le gestionnaire de réseau de transport, est tenu au paiement des services prestés, y compris les équipements ou autres matériels utilisés dans le cadre de ces essais. Chaque partie assume la pleine et entière responsabilité des essais menés sous son autorité. Dans le cas des essais mis en oeuvre soit par le gestionnaire de réseau de transport, soit par un organisme indépendant, désigné par le gestionnaire de réseau de transport, ce dernier s'assure de la réalisation de ces essais au moindre coût.

  Art. 179. Sans préjudice de l'accord donné par le gestionnaire de réseau de transport conformément à l'article 178, l'utilisateur du réseau de transport reste tenu de ses obligations prévues par et/ou en vertu de la législation applicable, du présent arrêté et des contrats conclus en vertu de celui-ci.

  Titre 5. Contrôle de la conformité des installations des utilisateurs du réseau de transport au point de raccordement.

  CHAPITRE 1er. Essais réalisés par le gestionnaire de réseau de transport en cas de perturbation électrique.

  Art. 180. L'utilisateur du réseau de transport qui présume ou constate des perturbations sur ses installations raccordées au réseau de transport, est tenu d'informer le gestionnaire de réseau de transport dans les plus brefs délais.

  Art. 181. Dans le cas visé à l'article 180, le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport conviennent des essais à réaliser sur les installations raccordées au réseau de transport de cet utilisateur de réseau de transport et/ou sur toute autre installation sur laquelle ils estiment nécessaire d'effectuer des essais.
  A défaut d'accord, la décision appartient au gestionnaire de réseau de transport qui est tenu d'agir de manière raisonnable et non discriminatoire.
  Le gestionnaire de réseau de transport transmet à l'utilisateur du réseau de transport concerné un rapport sur la réalisation des essais.

  Art. 182. L'utilisateur du réseau de transport visé à l'article 180 est tenu au paiement des services prestés, y compris les équipements ou autres matériels utilisés dans le cadre des essais si le rapport visé à l'article 181, alinéa 3, démontre qu'aucun manquement n'est à charge du gestionnaire de réseau de transport, d'un autre utilisateur du réseau de transport ou de toute autre personne.
  Lorsque le rapport démontre un manquement à charge d'une personne autre que l'utilisateur du réseau de transport visé à l'article 181, cette personne est tenue au paiement des services prestés, y compris les équipements ou autres matériels utilisés dans le cadre de ces essais.
  La personne visée à l'alinéa 2 apporte sans délai les modifications nécessaires aux installations si le rapport visé à l'article 181, alinéa 3, démontre que l'installation de cette personne n'est pas conforme aux exigences techniques de la législation applicable, du présent arrêté ou des contrats conclus en vertu de celui-ci. Il en va de même pour l'utilisateur du réseau de transport si le rapport visé à l'article 181, alinéa 3, démontre que son installation n'est pas conforme aux exigences techniques de la législation applicable, du présent arrêté ou des contrats conclus en vertu de celui-ci.

  CHAPITRE 2. Essais de conformité réalisés par le gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 183. Pour des raisons liées à la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau de transport, le gestionnaire de réseau de transport peut à tout moment vérifier la conformité du raccordement et des installations d'un utilisateur du réseau de transport aux dispositions de la législation applicable, du présent arrête et/ou du contrat de raccordement.
  A cette fin, le gestionnaire de réseau de transport peut notamment :
  1° obtenir sans délai de l'utilisateur du réseau de transport les informations nécessaires à cet effet ;
  2° contrôler, sur place, le raccordement jusqu'au point d'interface et au moyen de mesures et/ou de comptages les installations de l'utilisateur du réseau de transport ;
  3° contrôler la compétence technique du personnel affecté par l'utilisateur du réseau de transport à l'entretien, au fonctionnement et à l'opération de ses installations relatives au(x) raccordement(s) concerné(s) ;
  4° en cas de présomption de non-respect de la conformité des installations de l'utilisateur du réseau de transport, effectuer lui-même ou faire effectuer des essais sur ces installations par l'utilisateur du réseau de transport.

  Art. 184. Après concertation, le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport concerné conviennent d'une procédure, d'une programmation et des moyens à utiliser pour la réalisation des essais visés à l'article 183.
  A défaut d'accord, la décision appartient au gestionnaire de réseau de transport qui est tenu d'agir de manière raisonnable et non discriminatoire. Il notifie et motive sa décision à l'utilisateur du réseau de transport concerné.

  Art. 185. Les essais visés à l'article 183 sont réalisés aux frais de l'utilisateur du réseau de transport.
  Le résultat de ces essais est transmis dans les meilleurs délais à l'utilisateur du réseau de transport concerné. Si le résultat de ces essais fait état d'un fonctionnement conforme, les frais encourus par l'utilisateur du réseau de transport sont remboursés par le gestionnaire de réseau de transport. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport réalise ces essais de conformité et simulations, il peut déléguer cette réalisation à un organisme indépendant qu'il désigne.

  Art. 186. Les frais encourus par le gestionnaire de réseau de transport à l'occasion des contrôles prévus notamment à l'article 183 sont établis conformément à la loi du 29 avril 1999 et ses arrêtés d'exécution.

  Titre 6. Mise hors service des raccordements et installations des utilisateurs du réseau de transport.

  Art. 187. Outre la notification des données de planification en cas de déclassement d'une unité de production d'électricité, d'un parc non-synchrone de stockage ou d'un système HVDC, prévue aux articles 32 à 34 et sans préjudice d'autres obligations ou autres dispositions légales liées à la fermeture d'unités de production d'électricité, l'utilisateur du réseau de transport notifie au gestionnaire de réseau de transport, au plus tard trois mois avant cette mise à l'arrêt, la mise hors service temporaire ou définitive de tout système HVDC, de toute installation de consommation, de tout parc non-synchrone de stockage ou unité de production d'électricité raccordés au réseau de transport, que cette dernière ait ou non reçu une autorisation individuelle conformément à l'article 4 de la loi du 29 avril 1999.
  Dans ce cas, le gestionnaire de réseau de transport organise avec l'utilisateur du réseau de transport concerné la mise hors tension définitive de ce raccordement, ainsi que la suppression du point d'accès et du point de raccordement qui s'y rapportent. Ils concluent, le cas échéant, un contrat de démantèlement et/ou de transfert de propriété et soldent les éventuels frais restant à charge de l'utilisateur du réseau de transport relatifs à ce raccordement, dans le respect du contrat de raccordement applicable à ce raccordement. Le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport conviennent enfin, de commun accord, la date de fin du contrat de raccordement.

  Partie 4. Access au réseau de transport d'un utilisateur du réseau de transport.

  Livre 1er. Procédure d'accès.

  Art. 188. Le présent livre traite des conditions à remplir pour disposer d'un accès au réseau de transport pour injecter ou prélever de la puissance, à partir d'une unité de production d'électricité, d'une installation de consommation, d'un parc non-synchrone de stockage ou d'un CDS raccordé au réseau de transport.
  Le détenteur d'accès peut être un utilisateur du réseau de transport pour ses propres points d'accès, ou toute personne physique ou morale qui gère un portefeuille de points d'accès pour lesquels il est désigné pour une durée déterminée, en application de la procédure décrite au présent livre.

  Titre 1er. Demande d'accès au réseau de transport et contrat d'accès.

  Art. 189. Le demandeur d'accès complète le formulaire de demande de contrat d'accès publié par le gestionnaire de réseau de transport sur son site web, dûment daté et signé.
  Les informations communiquées par le demandeur d'accès dans sa demande de contrat d'accès sont considérées comme des informations commercialement sensibles à caractère confidentiel. Il en est de même pour les informations complémentaires demandées, le cas échéant, par le gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 190. Au plus tard dans les cinq jours ouvrables suivant l'introduction de la demande de contrat d'accès auprès du gestionnaire de réseau de transport, celui-ci vérifie si la demande est complète. Si elle est incomplète, le gestionnaire de réseau de transport signale au demandeur d'accès les informations ou documents qui font défaut et lui accorde un délai pour compléter sa demande.
  Le gestionnaire de réseau de transport transmet au demandeur d'accès un projet de contrat d'accès dans les quinze jours ouvrables de la réception de la demande de contrat d'accès complète ou de la réception des informations complémentaires nécessaires pour examiner la demande de contrat d'accès.
  Le demandeur d'accès devient le détenteur d'accès une fois le contrat d'accès signé.

  Art. 191. Le contrat type d'accès, approuvé en application de l'article 4, contient au moins les éléments suivants :
  1° les modalités de paiement, termes et délais concernant les factures des tarifs d'accès, et le cas échéant de raccordement ;
  2° les modalités pour le recouvrement des impayés éventuels du détenteur d'accès, en ce compris les garanties financières fournies au gestionnaire de réseau de transport ;
  3° les dispositions relatives à la confidentialité des informations commerciales relatives au détenteur d'accès et aux points d'accès pour lesquels il est désigné ;
  4° le règlement des litiges, y compris le cas échéant, les clauses de conciliation et d'arbitrage ;
  5° les mesures à prendre par le détenteur d'accès lorsque le réseau est en état d'alerte, état d'urgence, état de panne généralisée et en état de reconstitution, ou dans une situation de danger visée à l'article 13, alinéa 2, ainsi que leurs conséquences sur les obligations découlant du contrat d'accès ;
  6° les modalités relatives à la désignation du détenteur d'accès et sa durée, lorsqu'une autre personne physique ou morale que l'utilisateur du réseau de transport est désignée comme détenteur d'accès, ainsi que les modalités relatives à l'ajout d'un ou plusieurs points d'accès dans son portefeuille, conformément à la procédure décrite au titre 2, livre 1er, partie 4, ainsi qu'à son éventuel renouvellement ;
  7° les modalités relatives à l'identification du (des) fournisseur(s) pour chaque point d'accès, à l'exclusion des points d'accès qui alimentent un CDS raccordé au réseau de transport ;
  8° les modalités relatives à la désignation par le détenteur d'accès du responsable d'équilibre responsable du suivi du point d'accès, ainsi que de tout autre responsable d'équilibre actif sur le point d'accès, ainsi qu'à leur éventuel renouvellement ;
  9° les dispositions relatives aux possibilités de suspension et de résiliation du contrat d'accès par le gestionnaire de réseau de transport et/ou le détenteur d'accès ;
  10° les règles objectives et non discriminatoires relatives à la gestion de l'accès des utilisateurs d'un CDS, par le gestionnaire de ce CDS, dans la mesure où elles sont nécessaires pour le gestionnaire du réseau de transport dans le cadre de l'exécution de ses responsabilités;
  11° les règles objectives et non discriminatoires permettant au gestionnaire de réseau de transport d'interrompre, partiellement ou totalement, l'accès au réseau, pour une période temporaire, en cas de surcharge du réseau ou en cas de possibilité de surcharge du réseau, y compris les cas d'indisponibilité de tout ou partie de la capacité pour des raisons de sécurité, fiabilité et efficacité du réseau de transport ;
  12° les annexes.

  Titre 2. Ajout d'un ou plusieurs points d'accès dans le portefeuille d'un détenteur d'accès.

  Art. 192. Pour pouvoir prélever ou injecter de la puissance depuis ou vers le réseau à partir d'un ou plusieurs de ses points d'accès, l'utilisateur du réseau de transport doit désigner un détenteur d'accès pour son ou ses point(s) d'accès, selon les modalités visées au présent titre. Cette désignation est à durée déterminée si le détenteur d'accès est une personne physique ou morale autre que l'utilisateur du réseau de transport. Cette désignation est à durée indéterminée si l'utilisateur du réseau de transport est son propre détenteur d'accès.

  Art. 193. § 1er. Pour réaliser la désignation visée à l'article 192, le détenteur d'accès proposé et l'utilisateur du réseau de transport introduisent auprès du gestionnaire de réseau de transport une demande d'ajout du ou des point(s) d'accès concernés dans le portefeuille de ce détenteur d'accès.
  Le détenteur d'accès proposé et l'utilisateur du réseau de transport utilisent le formulaire de demande d'ajout de ce ou ces points d'accès, publié par le gestionnaire de réseau de transport sur son site web. Ce formulaire est dûment daté et signé par le détenteur d'accès proposé et l'utilisateur du réseau de transport.
  § 2. Le formulaire de demande d'ajout d'un ou plusieurs point(s) d'accès mentionne au minimum :
  1° l'identité et les coordonnées du détenteur d'accès désigné par l'utilisateur du réseau de transport qui dispose du raccordement de ce ou ces points d'accès, à moins que le détenteur d'accès soit l'utilisateur du réseau de transport lui-même ;
  2° le cas échéant, l'identification du(des) point(s) d'accès au réseau de transport faisant l'objet de la demande d'ajout en indiquant, pour chaque point, s'il s'agit d'une injection et/ou d'un prélèvement.

  Art. 194. § 1er. Au plus tard dans les cinq jours ouvrables suivant l'introduction de la demande d'ajout d'un ou plusieurs points d'accès dans le portefeuille d'un détenteur d'accès, le gestionnaire de réseau de transport vérifie si cette demande d'ajout est complète. Si elle est incomplète, le gestionnaire de réseau de transport signale au détenteur d'accès et à l'utilisateur du réseau de transport les informations ou documents qui font défaut et lui accorde un délai pour compléter sa demande.
  § 2. Lorsque la demande d'ajout d'un ou plusieurs points d'accès est complète, le gestionnaire de réseau de transport évalue la demande de manière non discriminatoire eu égard notamment :
  1° au maintien de l'intégrité, de la sécurité, de la fiabilité et de l'efficacité du réseau de transport;
  2° au respect des dispositions du présent arrêté.
  Le gestionnaire de réseau de transport peut refuser, conformément à l'article 15, § 1er, de la loi du 29 avril 1999, la demande d'ajout d'un ou plusieurs point(s) d'accès en cas de non-respect d'un ou plusieurs de ces critères mentionnés ci-dessus. Dans ce cas, le refus motivé est notifié au détenteur d'accès et à l'utilisateur du réseau de transport et indique qu'il peut faire l'objet d'un recours et ainsi que les modalités pour l'exercer.
  § 3. Si la demande d'ajout est acceptée par le gestionnaire de réseau de transport, celui-ci transmet au détenteur d'accès et à l'utilisateur du réseau de transport le projet de désignation finalisé dans les cinq jours ouvrables de la réception de la demande complète d'ajout du ou des points d'accès ou de la réception des informations complémentaires nécessaires pour réaliser cette demande d'ajout.

  Art. 195. Le gestionnaire de réseau de transport enregistre la demande d'ajout de points d'accès dans les douze jours ouvrables de la réception du projet de désignation finalisé signé par le détenteur d'accès et l'utilisateur du réseau de transport, en adaptant son registre des points d'accès.
  Le gestionnaire de réseau de transport confirme la désignation au détenteur d'accès et à l'utilisateur du réseau de transport, qui débute le premier jour du mois calendrier fixé dans le projet de désignation.

  Livre 2. Puissance mise à disposition.

  Art. 196. Le gestionnaire de réseau de transport veille à transporter la puissance apparente pour autant que cette puissance apparente soit inférieure ou égale à la puissance mise à disposition (exprimée en KVA) de l'utilisateur du réseau de transport visé à l'article 188, alinéa 1er, en chacun de ses points d'accès. La puissance mise à disposition est fixée par point d'accès de l'utilisateur de réseau de transport dans son contrat de raccordement.

  Art. 197. Les dispositions du présent livre ne sont pas applicables pour l'accès à une interconnexion avec un réseau étranger ou pour d'autres utilisateurs du réseau de transport que ceux visés à l'article 188, alinéa 2.

  Livre 3. Résiliation unilatérale de la désignation en qualité de détenteur d'accès et de responsable d'équilibre.

  Art. 198. Au plus tard douze mois après l'entrée en vigueur du présent arrêté, le gestionnaire de réseau de transport soumet à l'approbation de la commission une modification du contrat type d'accès au réseau afin d'établir une procédure de résiliation unilatérale par le détenteur d'accès et/ou le responsable d'équilibrage de leur désignation respective en tant que détenteur d'accès et responsable d'équilibrage en cas de non paiement, qui peut aboutir, en définitive, au déclenchement du ou des points d'accès concernés. Cette procédure est établie après consultation par le gestionnaire de réseau de transport des acteurs concernés du marché.

  Partie 5. Equilibre.

  Livre 1er. Droits et obligations du responsable d'équilibre et du gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 199. § 1er. Conformément notamment aux articles 55, 118 et 139 de la ligne directrice européenne SOGL, et de l'article 14 de la ligne directrice européenne EBGL, le gestionnaire de réseau de transport surveille, maintient et, le cas échéant, rétablit à tout moment l'équilibre entre l'offre et la demande de la puissance active dans la zone de réglage fréquence-puissance, entre autres suite à la somme des déséquilibres individuels des responsables d'équilibre.
  A cette fin, le gestionnaire de réseau de transport met en place une série de mesures, conformément à l'article 140 de la ligne directrice européenne SOGL, auxquelles il fait appel pendant l'exploitation du réseau, et selon un ordre précis. Ces moyens comprennent notamment des offres d'énergie d'équilibrage faites par les fournisseurs de services d'équilibrage conformément à l'article 225. La liste des moyens auxquels il fait appel ainsi que l'ordre dans lequel ils sont utilisés sont établis dans les règles d'équilibrage conformément à l'article 200.
  § 2. Si les modalités, visées au paragraphe 1er, ne sont pas suffisantes pour rétablir l'équilibre entre l'offre et la demande de puissance active dans la zone de réglage fréquence-puissance, le gestionnaire de réseau de transport prend, si la situation le permet, une ou plusieurs mesures visées à l'article 232, et/ou modifie l'ensemble ou une partie des exportations et/ou importations programmées, lorsqu'elles sont d'application, des dispositions en la matière prévues à l'article 72 de la ligne directrice européenne CACM et prend toute autre mesure applicable suivant que le réseau est en état d'alerte, état d'urgence, état de panne généralisée ou en état de reconstitution.

  Art. 200. § 1er. Sans préjudice des codes de réseau et des lignes directrices européens, le gestionnaire de réseau de transport soumet, après consultation publique, à la commission pour approbation les règles de fonctionnement du marché destinées à la compensation des déséquilibres quart-horaire. Ces règles sont fixées selon des critères clairement établis, objectifs, transparents et non discriminatoires. Ces règles sont également appelées règles d'équilibrage et après approbation par la commission, ces règles sont intégralement publiées par le gestionnaire de réseau de transport.
  § 2. Les règles d'équilibrage visées au paragraphe 1er déterminent au moins les éléments suivants, à moins que ceux-ci ne soient déjà fixés dans la législation applicable et/ou dans les documents approuvés par la commission en application de la ligne directrice européenne EBGL :
  1° la liste des moyens qui sont à sa disposition et les modalités détaillées sur la base desquelles le gestionnaire de réseau de transport les utilise pour assurer l'équilibre de la zone de réglage fréquence-puissance ;
  2° l'impact éventuel de leur utilisation sur les composants des tarifs appliqués aux responsables d'équilibre conformément aux articles 12 à 12quinquies de la loi du 29 avril 1999 ;
  3° les modalités pour la publication en temps utile des informations pertinentes pour l'équilibrage de la zone de réglage fréquence-puissance ;
  4° Les modalités de surveillance du fonctionnement du marché d'équilibrage et d'établissement de rapports qui y sont associés, destinés à la commission.
  § 3. Le gestionnaire de réseau de transport communique au responsable d'équilibre de l'information pertinente, en cas d'activation d'énergie menant à une modification des injections et/ou prélèvements de puissance active qui sont attribués à ce responsable d'équilibre selon des modalités décrites dans les modalités et conditions applicables aux responsables d'équilibre.

  Livre 2. Responsable d'équilibre.

  Titre 1er. Principes de base.

  Art. 201. Sans préjudice des modalités et les conditions applicables aux responsables d'équilibrage visées à l'article 18.6 de la ligne directrice européenne EBGL, le responsable d'équilibre respecte notamment les règles visées ci-après :
  1° le cas échéant, à la compensation des pertes actives en réseau de transport conformément au titre 2 du livre 2 de la partie 5 ;
  2° au dépôt de son programme journalier d'équilibre, qui doit être en équilibre conformément à l'article 18.6, d), de la ligne directrice européenne EBGL ;
  3° le cas échéant, au suivi du point d'accès, pour les points d'accès dont il est chargé du suivi conformément au livre de la partie et/ou le suivi de points d'accès au marché au sein d'un CDS dont il est chargé du suivi conformément au Livre 2 de la Partie 9 ;
  4 ° au respect de la responsabilité financière du déséquilibre, conformément à l'article 17.2 de la ligne directrice européenne EBGL ;
  5° à assurer, par des moyens propres ou de toutes autres façons, un service opérationnel continu 24 heures sur 24 ;
  6° au respect de toute autre procédure en exploitation conformément au présent arrêté et aux contrats conclus en vertu de celui-ci ;
  7° le cas échéant, et pour une période transitoire conformément à l'article 379, le dépôt de programmes journaliers de coordination ainsi que l'appel des unités de production d'électricité pour lesquelles il est chargé du suivi du point d'accès, à travers la conclusion d'un contrat de coordination de l'appel des unités de production d'électricités.

  Titre 2. Compensation des pertes actives en réseau de transport.

  Art. 202. Sous réserve des modalités et conditions applicables au responsable d'équilibre visées à l'article 18.6 de la ligne directrice EBGL, chaque responsable d'équilibre compense les pertes actives en réseau de transport pour l'ensemble de son périmètre.

  Art. 203. Les volumes des pertes actives en réseau de transport à compenser sont déterminés par le gestionnaire de réseau de transport sur base de critères soumis à l'approbation de la commission. Dans le cas où les responsables d'équilibre sont chargés de la compensation des pertes actives, les volumes à compenser estimés par le gestionnaire de réseau de transport sont communiqués aux utilisateurs de réseau de transport et aux responsables d'équilibre.
  Le gestionnaire de réseau de transport établit un rapport annuel faisant état des pertes actives en réseau de transport comptabilisées selon les critères établis conformément à l'alinéa 1er et des pertes actives effectivement mesurées sur le réseau de transport. Il communique ce rapport à la commission et le publie conformément à l'article 20.

  Livre 3. Suivi d'un point d'accès au réseau de transport.

  Titre 1er. Responsable d'équilibre chargé du suivi d'un point d'accès au réseau de transport.

  Art. 204. Le détenteur d'accès visé à l'article 188, alinéa 2, désigne, pour chaque point d'accès, un ou plusieurs responsable(s) d'équilibre inscrit(s) au registre des responsables d'équilibre tenu par le gestionnaire de réseau de transport.
  Le suivi du prélèvement ou de l'injection d'un point d'accès est assuré à chaque point d'accès ou d'injection et de prélèvement pour lesquels le détenteur d'accès peut désigner jusqu'à deux responsables d'équilibre chargés du suivi sous réserve des dispositions prévues dans les modalités et conditions applicables aux responsables d'équilibre.

  Art. 205. La puissance active physiquement injectée ou prélevée au point d'accès est attribuée par le gestionnaire de réseau de transport au(x) responsable(s) d'équilibre de ce point d'accès conformément aux dispositions prévues dans les modalités et conditions applicables aux responsables d'équilibre.

  Titre 2. Notification conjointe.

  Art. 206. § 1er. Le détenteur d'accès, le(s) responsable(s) d'équilibre désigné(s) par ce détenteur d'accès comme responsable(s) d'équilibre chargé(s) du suivi ainsi que l'(les) éventuel(s) autre(s) responsable(s) d'équilibre désigné(s) sur un point d'accès par le détenteur d'accès, notifient conjointement, au gestionnaire de réseau de transport une demande de désignation reprenant l'identité de chaque responsable d'équilibre concerné et la date à laquelle la (les) désignation(s) en question prendra(ont) effet, sachant que toute désignation ne peut prendre effet que le eerste jour du mois suivant la notification conjointe.
  La notification conjointe de cette désignation doit être communiquée au gestionnaire du réseau de transport, avec un préavis de minimum douze jours ouvrables fixé dans le contrat d'accès, une fois le dossier de notification complet, avant que celle-ci ne puisse prendre effet.
  § 2. En cas de modification d'un (ou plusieurs) responsable(s) d'équilibre désigné(s) sur un point d'accès par le détenteur d'accès, ce détenteur d'accès est tenu de notifier au(x) responsable(s) d'équilibre qui sera(seront) remplacé(s), la fin de sa(leur) désignation en qualité de responsable d'équilibre pour ce point d'accès, simultanément à la notification au gestionnaire de réseau de transport visée au paragraphe 1er.
  § 3. Le détenteur d'accès notifie au gestionnaire de réseau de transport copie de la notification visée au paragraphe 2. Cette notification au gestionnaire de réseau de transport doit intervenir simultanément avec la notification conjointe relative à la désignation du(des) nouveau(x) responsable(s) d'équilibre, visée au paragraphe 1er.

  Art. 207. Toute désignation par un détenteur d'accès d'un responsable d'équilibre pour un point d'accès n'engendre des droits à l'égard du gestionnaire de réseau de transport que moyennant le respect préalable de toutes les formalités et notifications prévues dans le contrat d'accès conformément à la partie 4.
  Toute désignation par un détenteur d'accès d'un responsable d'équilibre pour un point d'accès implique l'obligation pour ce dernier de se conformer aux moyens et procédures, prévues par les modalités et conditions applicables au responsable d'équilibre visées par l'article 18.6 de la ligne directrice européenne EBGL, pour anticiper et contrôler les situations pouvant mener à son déséquilibre.
  La notification conjointe précise la durée de la désignation de responsable d'équilibre chargé du suivi.

  Art. 208. Les notifications visées au présent chapitre s'effectuent au moyen des formulaires établis par le gestionnaire de réseau de transport conformément au présent arrêté et aux contrats conclus en vertu de celui-ci.

  Titre 3. Mesures spécifiques.

  Art. 209. § 1er. Lorsqu'aucun responsable d'équilibre n'est désigné par le détenteur d'accès pour le suivi du point d'accès concerné conformément au présent livre, ou lorsque la durée pour laquelle le responsable d'équilibre chargé du suivi d'un point d'accès a été désigné arrive à échéance, le gestionnaire de réseau de transport entreprend successivement les actions suivantes, sans préjudice de la possibilité de mettre une ou plusieurs des parties concernées en demeure lors des différentes étapes ci-dessous :
  1° il informe l'utilisateur du réseau de transport de ce point d'accès par courrier recommandé de la situation et lui demande d'entreprendre toutes les démarches nécessaires afin que le détenteur d'accès désigne un responsable d'équilibre chargé du suivi ;
  2° à défaut d'une désignation d'un responsable d'équilibre dans les délais impartis, il attribue le suivi du point d'accès et l'ensemble des obligations qui en résultent au détenteur d'accès ;
  3° si le détenteur d'accès ne remplit pas les conditions et obligations fixées dans le contrat de responsable d'équilibre dans les délais impartis, le gestionnaire du réseau de transport attribue le suivi du prélèvement et l'ensemble des obligations qui en résultent à l'utilisateur du réseau de transport.
  § 2. Si le transfert des obligations de responsable d'équilibre chargé du suivi à l'utilisateur du réseau de transport sont susceptibles de ne plus permettre d'assurer la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau, le gestionnaire de réseau de transport est autorisé à refuser l'accès au réseau de transport au point d'accès concerné, après une nouvelle mise en demeure. Il notifie et motive sa décision à l'utilisateur du réseau de transport concerné ainsi qu'à la commission, et lui indique que celle-ci peut faire l'objet d'un recours, ainsi que les modalités pour l'exercer. Le gestionnaire du réseau de transport informe la commission de cette décision en même temps.

  Livre 4. Programme journalier d'équilibre.

  Titre 1er. Principes de base.

  Art. 210. Toute injection ou prélèvement physique au réseau dans la zone de déséquilibre requiert le dépôt préalable, par le responsable d'équilibre auprès du gestionnaire de réseau de transport, d'un programme prévisionnel de production ou de consommation, appelé nomination.
  Tout échange commercial d'électricité entre acteurs du marché requiert le dépôt préalable par le responsable d'équilibre d'un programme d'échanges commerciaux intérieurs ou extérieurs tels que définis à l'article 3.2, 75) et 79) de la ligne directrice européenne SOGL.
  L'ensemble des nominations et l'ensemble des programmes d'échanges commerciaux de la zone de déséquilibre dont un responsable d'équilibre à la charge, constituent le programme journalier d'équilibre de ce responsable d'équilibre.

  Art. 211. Le programme journalier d'équilibre relatif au jour D est déposé au plus tard le jour D-1 à une heure déterminée et peut être adapté par le responsable d'équilibre avant l'heure déterminée selon une procédure et des conditions de recevabilité, transparentes et non discriminatoires.
  Les conditions de recevabilité du programme journalier d'équilibre déposé conformément à l'alinéa 1er se rapportent entre autres à l'équilibre pour chaque quart d'heure de l'ensemble des éléments qui le composent à savoir les programmes d'échanges commerciaux intérieurs, les programmes d'échanges commerciaux extérieurs, les nominations d'injection et les nominations de prélèvement y compris les pertes de puissance active que le responsable d'équilibre compense lui-même.

  Art. 212. Lorsque le gestionnaire du réseau de transport juge que le programme journalier d'équilibre ou ses composants introduits par le responsable d'équilibre mettent en danger l'équilibre de la zone de réglage fréquence-puissance ou la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau, il informe le responsable d'équilibre des mesures à prendre et/ou qu'il a l'intention de prendre.
  L'obligation d'information visée à l'alinéa 1er vaut si les circonstances le permettent. Dans le cas contraire, le gestionnaire du réseau de transport en motive la raison aux responsables d'équilibre concernés dans les plus brefs délais.
  Les responsables d'équilibre effectuent, le cas échéant, les modifications nécessaires communiquées par le gestionnaire du réseau de transport conformément à l'alinéa 1er.

  Art. 213. § 1er. Dans le cas visé à l'article 212, nonobstant des modifications proposées par les responsables d'équilibre concernés, le gestionnaire du réseau de transport peut notamment :
  1° au jour D-1, refuser aux responsables d'équilibre impliqués, en tout ou partie, la mise en oeuvre au jour " D " d'un ou de plusieurs nominations ou programmes d'échanges commerciaux de leur programme journalier d'équilibre; et/ou
  2° au jour " D ", suspendre, en tout ou partie, la mise en oeuvre d'un(s) ou plusieurs nominations ou programmes d'échanges commerciaux des programmes journaliers d'équilibre par les responsables d'équilibre impliqués.
  § 2. La décision prise par le gestionnaire du réseau de transport visée au § 1er doit être motivée et notifiée dans les meilleurs délais aux responsables d'équilibre concernés.

  Livre 5. Acquisition du statut de responsable d'équilibre et conclusion du contrat de responsable d'équilibre.

  Titre 1er. Registre des responsables d'équilibre.

  Art. 214. Toute personne physique ou morale peut, aux conditions du présent arrêté, effectuer une demande auprès du gestionnaire de réseau de transport en vue de se faire inscrire au registre des responsables d'équilibre.

  Art. 215. Le gestionnaire de réseau de transport tient le registre des responsables d'équilibre qu'il publie sur son site web et qui mentionne, pour chaque responsable d'équilibre, au moins son identité et ses coordonnées.

  Art. 216. L'inscription au registre des responsables d'équilibre nécessite préalablement et successivement :
  1° l'admission par le gestionnaire de réseau de transport d'une demande de statut de responsable d'équilibre conformément au titre.2 du présent livre;
  2° la conclusion d'un contrat de responsable d'équilibre conformément au titre 3 du présent livre.

  Titre 2. Demande du statut de responsable d'équilibre.

  Art. 217. § 1er. En application de l'article 18.6) b), de la ligne directrice européenne EBGL, le demandeur du statut de responsable d'équilibre introduit sa demande auprès du gestionnaire de réseau de transport au moyen du formulaire établi et mis en ligne par le gestionnaire de réseau de transport.
  § 2. En application de l'article 18.6) b), de la ligne directrice européenne EBGL, la demande pour le statut de responsable d'équilibre contient notamment les informations suivantes :
  1° l'identité et les coordonnées du demandeur du statut de responsable d'équilibre et, s'il s'agit d'une personne morale, copie de ses statuts et des pouvoirs de signature ;
  2° des informations concernant la solvabilité financière, l'honorabilité professionnelle ainsi que la capabilité technique à assumer les responsabilités décrites dans les modalités et conditions applicables au responsable d'équilibre visées par l'article 18.6 de la ligne directrice européenne EBGL, en ce compris, lorsque d'application, les moyens et procédures qui y sont prévues pour anticiper et contrôler les situations pouvant mener à son déséquilibre ;
  3° l'engagement de payer les tarifs de déséquilibre conformément aux dispositions de le ligne directrice européenne EBGL, de la loi du 29 avril 1999 et ses arrêtés d'exécution, ainsi que la constitution d'une garantie financière telle que décrit dans les modalités et conditions applicables aux responsables d'équilibre ;
  4° une déclaration sur l'honneur du demandeur du statut de responsable d'équilibre certifiant que les informations qu'il fournit sont exactes.

  Art. 218. Le gestionnaire de réseau de transport vérifie si la demande est complète. Si elle est incomplète, le gestionnaire de réseau de transport signale au demandeur du statut de responsable d'équilibre les informations ou documents qui font défaut et lui accorde un délai pour compléter sa demande.
  Au plus tard dans les quinze jours ouvrables suivant le constat du caractère complet de la demande de statut de responsable d'équilibre, le gestionnaire de réseau de transport statue sur celle-ci par décision motivée et la notifie au demandeur du statut de responsable d'équilibre. Cette décision mentionne qu'elle peut faire l'objet de recours ainsi que les modalités pour l'exercer.

  Titre 3. Contrat de responsable d'équilibre.

  Art. 219. § 1er. Lorsque la demande pour l'obtention du statut de responsable d'équilibre est admise, le gestionnaire de réseau de transport communique au demandeur du statut de responsable d'équilibre un projet de contrat de responsable d'équilibre, valable pour une période de trois mois.
  Si le demandeur de statut de responsable d'équilibre ne signe pas le projet de contrat dans les trois mois, sa demande est considérée comme annulée.
  § 2. La conclusion du contrat de responsable d'équilibre est conditionnée à la constitution d'une garantie financière.
  § 3. Le contrat de responsable d'équilibre entre en vigueur au plus tard dix jours ouvrables après réception par le gestionnaire de réseau de transport du projet de contrat original signé par le demandeur de statut de responsable d'équilibre, avec la preuve de constitution de la garantie financière.
  § 4. Le contrat de responsable d'équilibre contient au moins les éléments suivants :
  1° l'engagement à se conformer aux modalités et conditions applicables aux responsables d'équilibre conformément à l'article 18.6) a), b), c), d) et i), de la ligne directrice européenne EBGL ;
  2° les modalités pour le recouvrement par ou pour le gestionnaire de réseau de transport des impayés éventuels du responsable d'équilibre ;
  3° les modalités de paiement, termes et délais concernant les factures adressées au responsable d'équilibre ;
  4° les dispositions générales à prendre par le cocontractant lorsque le réseau est en état d'alerte, état d'urgence, état de panne généralisée ou en état de reconstitution; ainsi que leurs conséquences sur les obligations découlant du contrat de responsable d'équilibre ;
  5° cas de situation d'urgence par le responsable d'équilibre ;
  6° les dispositions relatives à la confidentialité, notamment des informations commerciales sensibles ;
  7° le règlement des litiges, y compris le cas échéant, les clauses de conciliation et d'arbitrage ;
  8° l'identité et les coordonnées des parties ainsi que celles de leurs représentants respectifs.
  § 5. Le contrat de responsable d'équilibre est un contrat à durée indéterminée, sans préjudice des clauses relatives à sa suspension et à sa résiliation.

  Art. 220. Le responsable d'équilibre peut exercer ses droits de responsable d'équilibre le jour de l'entrée en vigueur de son contrat.

  Titre 4. Manquement aux obligations et conséquences sur le contrat de responsable d'équilibre.

  Art. 221. En cas de manquement grave par le responsable d'équilibre aux obligations visées au présent arrêté et/ou au contrat de responsables d'équilibres, le gestionnaire de réseau de transport peut, après mise en demeure et/ou lorsque la sécurité du réseau est en cause, suspendre, par décision motivée, l'exécution du contrat de responsable d'équilibre.
  En cas de suspension ou de résiliation du contrat de responsable d'équilibre par le gestionnaire de réseau de transport, celui-ci informe les autres gestionnaires de réseau et tout acteur de marché directement concerné par cette décision, ainsi que la commission.

  Art. 222. La suspension ou la résiliation du contrat de responsable d'équilibre entraîne le retrait, temporaire ou définitif, de l'inscription au registre des responsables d'équilibre.

  Livre 6. Services auxiliaires.

  Titre 1er. - Principes.

  Art. 223. L'ensemble des services auxiliaires comprend les services suivants :
  1° les services d'équilibrage :
  a) les réserves de stabilisation de la fréquence conformément au Titre 5 de la partie IV de la ligne directrice européenne SOGL ;
  b) les réserves de restauration de la fréquence, avec activation automatique et activation manuelle conformément au Titre 6 de la partie IV de la ligne directrice européenne SOGL ;
  2° les autres services auxiliaires :
  a) le réglage de la tension et de la puissance réactive ;
  b) la gestion des congestions ;
  c) les services reconstitution parmi lesquels le service de black-start ;
  d) les services de défense ;
  3° tout autre éventuel service auxiliaire appartenant à l'une des deux catégories des 1° ou 2° pouvant être développé par le gestionnaire de réseau de transport en conformité avec les dispositions en la matière des codes de réseaux européens et lignes directrices européennes et sur approbation de la commission, 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 de réseau de transport en vue de garantir la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau.

  Art. 224. Le présent livre fixe les règles relatives à la mise en place et l'utilisation des services d'équilibrage tels que définis à l'article 2.3 de la ligne directrice européenne EBGL, en ce compris l'énergie d'équilibrage telle que définie à l'article 2.4 de le ligne directrice européenne EBGL et la capacité d'équilibrage telle que définie à l'article 2.5 de la ligne directrice européenne EBGL.
  Le gestionnaire de réseau de transport est tenu de mettre en place les règles applicables à ces services d'équilibrage selon les dispositions du présent livre, en application des lignes directrices européennes SOGL et EBGL. Ces règles sont soumises à la commission, qui les approuve.

  Titre 2. Energie d'équilibrage.

  Art. 225. Le fournisseur de services d'équilibrage soumet au gestionnaire de réseau de transport des offres d'énergie d'équilibrage conformément aux modalités et conditions applicables aux fournisseurs de services d'équilibrage. Ces modalités et conditions applicables aux fournisseurs de service d'équilibrage sont déterminées par le gestionnaire de réseau de transport en vertu de l'article 18.1 et 18.5 de la ligne directrice européenne EBGL et soumises à la commission pour approbation conformément à l'article 5.4 de la ligne directrice européenne EBGL et aux articles 4, 5 et 6 du présent arrêté.
  Les offres d'énergie d'équilibrage peuvent avoir fait l'objet au préalable d'une réservation de capacité par le gestionnaire de réseau de transport auprès du fournisseur de services d'équilibrage conformément aux dispositions du présent livre et selon des dispositions décrites dans les modalités et conditions applicables aux fournisseurs de services d'équilibrage.
  Le fournisseur de services d'équilibrage conclut un ou plusieurs contrats de services d'équilibrage avec le gestionnaire de réseau de transport dans le(s)quel(s) il s'engage à respecter les modalités et conditions applicables aux fournisseurs de services d'équilibrage. Ces contrats sont également soumis à la commission pour approbation.

  Art. 226. § 1er. Le fournisseur de services d'équilibrage tient à disposition du gestionnaire de réseau de transport sous forme d'offres d'énergie d'équilibrage la puissance active disponible à la hausse et à la baisse sur :
  1° toute unité de production d'électricité ou parc de générateurs de la zone de réglage visés à l'article 35, § 2, alinéa 1er, considéré comme existant(e) ou nouveau(nouvelle) conformément à l'article 35, §§ 7, et 8, de type C ou D conformément au classement l'article 35, § 2, alinéa 3, et dont la puissance nominale pour l'accès au réseau est supérieure ou égale à 25 MW ;
  2° tout parc non-synchrone de stockage dans la zone de réglage, considéré comme existant ou nouveau conformément à l'article 35, § 9, et de type C ou D conformément au classement de l'article 35, § 4.
  § 2. Cette obligation ne porte pas préjudice au droit pour un fournisseur de services d'équilibrage de soumettre des offres d'énergie d'équilibrage à partir d'autres unités de production d'électricité et parcs non synchrones de stockage que ceux visés au paragraphe 1er, ou à partir d'unités de consommation, à condition de satisfaire aux exigences décrites dans les modalités et conditions applicables aux fournisseurs de services d'équilibrage, ainsi qu'aux dispositions de l'article 182 de la ligne directrice européenne SOGL.
  § 3. Le fournisseur de services d'équilibrage est désigné par un utilisateur de réseau concerné selon des dispositions prévues dans les modalités et conditions applicables aux fournisseurs de services d'équilibrage. Lorsqu'aucun fournisseur de services d'équilibrages n'est désigné pour les installations visées au paragraphe 1er l'utilisateur de réseau concerné devient par défaut fournisseur de services d'équilibrage et se voit attribuer l'obligation de mise à disposition de puissance disponible au gestionnaire de réseau de transport tel que visé au paragraphe 1er.

  Titre 3. Capacité d'équilibrage.

  Art. 227. Le gestionnaire de réseau de transport veille à la disponibilité et, le cas échéant, met en place les services d'équilibrage :
  1° selon des procédures objectives, transparentes, non discriminatoires, et reposant sur les règles du marché conformément à l'article 4 de la ligne directrice européenne EBGL ; et
  2° conformément aux règles opérationnelles prescrites dans le présent arrêté.

  Art. 228. § 1er. La capacité de réserve de stabilisation de la fréquence que le gestionnaire de réseau de transport doit se procurer est établie par tous les gestionnaires de réseau de la zone synchrone en application des dispositions de l`article 153 de la ligne directrice européenne SOGL.
  § 2. Les besoins en services d'équilibrage autres que la réserve de stabilisation de la fréquence sont déterminés par le gestionnaire de réseau de transport pour le bloc de réglage fréquence-puissance conformément à l'article 119.1, h) et i), de la ligne directrice européenne SOGL. La méthode pour l'évaluation de ces besoins est communiquée à la commission pour approbation conformément aux articles 6.3, e) et 119.2 de la ligne directrice européenne SOGL.
  § 3. Le gestionnaire de réseau de transport soumet pour approbation, en même temps que la proposition visée à l'article 6.3, e), de la ligne directrice européenne SOGL :
  1° après consultation publique, la méthodologie pour déterminer, pour chacun des services d'équilibrage, la capacité d'équilibrage à réserver auprès des fournisseurs de services d'équilibrage au sein de la zone de déséquilibre selon une analyse de la fourniture optimale telle que décrite à l'article 32.1 de la ligne directrice européenne EBGL ; et
  2° si la période d'achat de capacité d'équilibrage est égale ou supérieure à un an, le résultat de l'application pratique des règles de dimensionnement est soumis par le gestionnaire de réseau de transport à la commission pour approbation. Pour toutes les autres périodes d'achat de capacité d'équilibrage, le résultat de l'application pratique des règles de dimensionnement par le gestionnaire de réseau de transport est immédiatement notifié par ce dernier à la commission.
  § 4. Le gestionnaire de réseau de transport en publie la version finale conformément à l'article 20.

  Art. 229. Le gestionnaire de réseau de transport achète auprès des fournisseurs de services d'équilibrage la capacité d'équilibrage, par procédure de mise en concurrence.
  Les quantités de capacité d'équilibrage qui font l'objet des procédures visées au paragraphe 1er sont publiées par le gestionnaire de réseau de transport.
  Le gestionnaire de réseau de transport réalise au mins une fois par année une analyse de la fourniture optimale de capacités de réserve, telle que visée à l'article 32.1 du EB GL, la communique sans délais à la commission et la publie sur son site internet. La commission contrôle les résultats obtenus ainsi que l'application de la méthode, déterminée/approuvée en application de l'article 157 du SOGL, dont notamment les paramètres utilisés pour déterminer les capacités de réserve.

  Art. 230. § 1er. Les spécifications techniques concernant la disponibilité de la capacité d'équilibrage ainsi que l'activation d'énergie d'équilibrage pour chacune des réserves visées aux paragraphes 1er et 2 de l'article 228 sont déterminées dans les modalités et conditions applicables aux fournisseurs de services d'équilibrage visées à l'article 225.
  § 2. Pour déterminer ces spécifications, le gestionnaire de réseau de transport tient compte notamment des exigences techniques ainsi que des règles concernant la fourniture de ces services conformément aux dispositions applicables de la ligne directrice européenne SOGL.
  § 3. En particulier :
  1° le fournisseur de réserve de stabilisation de la fréquence doit être en mesure d'assurer une activation automatique d'énergie d'équilibrage de manière linéaire en fonction de la déviation de fréquence qu'il mesure;
  2° le fournisseur de réserve de restauration de la fréquence avec activation automatique doit être en mesure d'une part, d'activer son énergie d'équilibrage de manière automatique et continue sur base d'une consigne envoyée par le gestionnaire de réseau de transport et d'autre part, de renvoyer au gestionnaire de réseau de transport en temps réel et de manière continue une confirmation de son activation;
  3° le fournisseur de réserve de restauration de la fréquence avec activation manuelle doit être en mesure d'activer son énergie d'équilibrage sur demande du gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 231. Le fournisseur de services d'équilibrage auprès duquel le gestionnaire de réseau de transport a réservé de la capacité d'équilibrage s'engage à mettre à disposition de ce dernier et pendant toute la durée sur laquelle porte la réservation ou pendant la durée convenue par leur contrat, des offres d'énergie d'équilibrage pour un volume supérieur ou égal à la capacité réservée, et, le cas échéant, à les activer conformément à l'article 230.
  Le fournisseur de services d'équilibrages auprès duquel le gestionnaire de réseau de transport a réservé de la capacité d'équilibrage est tenu de tout mettre en oeuvre afin de maintenir ce niveau de capacité, en recourant notamment en cas d'indisponibilité totale ou partielle de la capacité réservée, à un transfert de ses obligations de fourniture de capacité d'équilibrage vers un autre fournisseur de services d'équilibrage.

  Art. 232. § 1er. Dans le cas où le gestionnaire de réseau de transport présume ou constate que les capacités d'équilibrage à sa disposition ne pourraient pas être suffisantes pour rétablir l'équilibre de la zone de réglage fréquence-puissance, découlant des situations décrites au paragraphe 2, il met en oeuvre tous les moyens à sa disposition et notamment le démarrage de procédures spécifiques tel que prévu à l'article 119 de la ligne directrice européenne SOGL.
  § 2. Les circonstances pouvant mener aux procédures visées au paragraphe 1er sont notamment les situations suivantes :
  1° les capacités d'équilibrage offertes par les fournisseurs de services d'équilibrage ne sont pas suffisantes par rapport aux quantités visées à l'article 228, § 3 ;
  2° une partie du volume de capacité d'équilibrage contracté auprès des fournisseurs de services d'équilibrage est indisponible, sans préjudice des obligations du fournisseur de services d'équilibrage prévues à l'article 231, alinéa 2 ;
  3° un risque de déséquilibre de la zone de réglage fréquence-puissance, supérieur aux quantités prévues conformément à la méthodologie visée à l'article 228, § 2, dû à la non anticipation et mitigation par certains responsables d'équilibres de situations menant à un déséquilibre de ces derniers, ou dû à tout autre phénomène exceptionnel ;
  4° toute autre situation mettant la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau en péril.

  Partie 6. Conduite du réseau de transport.

  Livre 1er. Services auxiliaires autres que les services d'équilibrage.

  Art. 233. Le présent livre fixe les règles relatives à la mise en place et l'utilisation des services auxiliaires liés à la conduite du réseau de transport. Il s'agit de services auxiliaires autres que les services d'équilibrage décrits à l'article 223.
  Le gestionnaire de réseau de transport est tenu de mettre en place ces services auxiliaires selon les dispositions du présent livre, sans préjudice des dispositions relatives à ces services auxiliaires dans la ligne directrice européenne SOGL et du code de réseau européen E&R.

  Titre 1er. Service auxiliaire de réglage la puissance réactive et de maintien de la tension.

  Art. 234. Le gestionnaire de réseau de transport détermine, de manière transparente et non discriminatoire, dans le(s) contrat(s)-type(s) visé(s) à l'article 4, § 1er, 5°, les modalités et conditions applicables aux fournisseurs de réglage de la puissance réactive et de maintien de la tension, les spécifications techniques concernant la fourniture du service de réglage de la puissance réactive et du maintien de la tension, les conditions de participation et le mécanisme de constitution de ce service auxiliaire ainsi que, le cas échéant, les modalités de compensation relatives à la participation à ce service.
  Conformément aux articles 29.6 et 22.1, c) de la ligne directrice européenne SOGL, tout utilisateur du réseau de transport dont les installations électriques dont il est propriétaire ou gestionnaire sont soumises aux exigences techniques quant à leur aptitude au réglage de la puissance réactive et au maintien de la tension conformément aux articles 62 à 68 ainsi qu'aux articles 89, 93, 99, 104, 106, 107, 118, 119, 130 et 131 est tenu de participer sur demande du gestionnaire de réseau de transport au service de réglage de la puissance réactive et du maintien de la tension dans les limites techniques de ses installations.
  Tout utilisateur de réseau de transport peut proposer librement au gestionnaire de réseau de transport de participer au service de réglage de la puissance réactive et du maintien de la tension au moyen d'installations autres que celles visées au paragraphe 2 et ce à condition de répondre aux spécifications techniques et conditions de participation au service visées au paragraphe 1er.
  Les modalités permettant la participation des utilisateurs de réseau public de distribution et des utilisateurs de CDS ainsi que la coordination éventuelle nécessaire avec le gestionnaire de réseau public de distribution ou gestionnaire du CDS auquel ils sont raccordés, conformément à article 29.9 de la ligne directrice européenne SOGL, sont décrites également dans le(s) contrat(s)-type(s) visé(s) à l'article 4, § 1er, 5°. La participation de ces utilisateurs de réseau à ce service est, dans tous le cas, conditionnée à l'autorisation préalable de leur gestionnaire de réseau public de distribution ou gestionnaire du CDS et/ou au respect des éventuelles limitations techniques ou opérationnelles pour la livraison du service imposées par ce gestionnaire de réseau public de distribution ou gestionnaire du CDS. Le gestionnaire de réseau public de distribution ou gestionnaire de réseau CDS concerné ne peut, après motivation adéquate, imposer des limites ou refuser la participation que dans le but de préserver la sécurité de son réseau.
  Le service de réglage de la puissance réactive et du maintien de la tension est fourni directement par l'utilisateur de réseau qui participe à ce service en qualité de fournisseur de réglage de la puissance réactive et du maintien de la tension ou par l'intermédiaire d'un tiers qui est alors fournisseur de réglage de la puissance réactive et du maintien de la tension conformément à une procédure de désignation décrite dans les modalités et conditions visées au paragraphe 1er.
  Le fournisseur de réglage de la puissance réactive et du maintien de la tension conclut un contrat de fourniture du service de réglage de la puissance réactive et du maintien de la tension avec le gestionnaire de réseau de transport dans lequel il s'engage à respecter les modalités et conditions visées au paragraphes 1er et 3. Ce contrat est également soumis à la commission pour approbation.

  Titre 2. Services de reconstitution.

  Art. 235. Sans préjudice du plan de reconstitution visé à l'article 23 du code de réseau européen E&R, le gestionnaire de réseau de transport détermine les différents moyens destinés à fournir un service de reconstitution du réseau après un effondrement de celui-ci.

  Art. 236. § 1er. Tout utilisateur de réseau peut proposer librement au gestionnaire de réseau de transport de participer à un ou plusieurs services de reconstitution à condition de répondre aux spécifications techniques et conditions de participation établies conformément à l'article 4.2 et 4.4 du code de réseau européen E&R.
  La participation à ce(s) service(s) d'utilisateurs de réseau public de distribution et d'utilisateurs de CDS est, également conditionnée à l'autorisation préalable de leur gestionnaire de réseau public de distribution ou gestionnaire du CDS et/ou au respect des éventuelles limitations techniques ou opérationnelles pour la livraison du/des service(s) imposées par ce gestionnaire de réseau public de distribution ou gestionnaire du CDS.
  Le gestionnaire de réseau concerné ne peut, après motivation adéquate, imposer des limites ou refuser la participation que dans le but de préserver la sécurité de son réseau.
  Ces limitations sont décrites également dans les modalités et conditions applicables aux fournisseurs de services de reconstitution.
  La coordination éventuelle nécessaire avec le gestionnaire de réseau de distribution ou le gestionnaire du CDS, conformément à l'article 25.1 du code de réseau européen E&R, est quant à elle décrite dans le plan de reconstitution et ou dans les modalités et conditions régissant le rôle de fournisseur de services de reconstitution visée à l'article 4.4 du code de réseau européen E&R.
  § 2. Tout service de reconstitution est fourni directement par l'utilisateur du réseau concerné qui participe à ce service en qualité de fournisseur de services de reconstitution tel que défini à l'article 3.2 du code de réseau européen E&R ou par l'intermédiaire d'un tiers qui est alors fournisseur de services de reconstitution conformément à une procédure de désignation décrite dans les modalités et conditions régissant le rôle de fournisseur de services de reconstitution visée à l'article 4.4. du code de réseau européen E&R.

  Art. 237. Sans préjudice de l'article 23 du code de réseau européen E&R, le plan de reconstitution qui y est visé 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. Services de défense.

  Art. 238. Sans préjudice du plan de défense visé à l'article 11 du code de réseau européen E&R, le gestionnaire de réseau de transport détermine la nécessite et, le cas échéant, les différents moyens destinés à fournir un service de défense du réseau.

  Art. 239. § 1er. Tout utilisateur de réseau peut proposer librement au gestionnaire de réseau de transport de participer à un ou plusieurs services de défense et ce à condition de répondre aux spécifications techniques et conditions de participation établies conformément à l'article 4.2, et 4.4, du code de réseau européen E&R.
  La participation à ce(s) service(s) d' utilisateurs de réseau public de distribution et d'utilisateurs de CDS est, également conditionnée à l'autorisation préalable de leur gestionnaire de réseau public de distribution ou gestionnaire du CDS et/ou au respect des éventuelles limitations techniques ou opérationnelles pour la livraison du/des service(s) imposées par ce gestionnaire de réseau public de distribution ou gestionnaire du CDS.
  Le gestionnaire de réseau concerné ne peut, après motivation adéquate, imposer des limites ou refuser la participation que dans le but de préserver la sécurité de son réseau.
  Ces limitations sont décrites également dans les modalités et conditions applicables aux fournisseurs de services de défense.
  La coordination éventuelle nécessaire avec le gestionnaire de réseau de distribution ou le gestionnaire du CDS concerné, conformément à l'article 13.1 du code de réseau européen E&R, est quant à elle décrite dans le plan de défense et ou dans les modalités et conditions régissant le rôle de fournisseur de services de défense.
  § 2. Tout service de défense est fourni directement par l'utilisateur du réseau concerné qui participe à ce service en qualité de fournisseur de services de défense tel que défini à l'article 3.1 du code de réseau européen E&R ou par l'intermédiaire d'un tiers qui est alors fournisseur de services de défense conformément à une procédure de désignation décrite dans les modalités et conditions régissant le rôle de fournisseur de services de défense.

  Art. 240. Sans préjudice de l'article 11 du code de réseau européen E&R, le plan de protection du système qui y est visé 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.

  Titre 4. Gestion des congestions.

  Art. 241. Le gestionnaire de réseau de transport met en oeuvre les moyens dont il dispose afin de gérer de manière sure, fiable et efficace les flux d'électricité sur le réseau, conformément aux règles de gestion des congestions approuvées par la commission conformément à l'article 23, § 2, deuxième alinéa, 36°, de la loi du 29 avril 1999 et ce en veillant à respecter les dispositions légales applicables en termes d'ordre d'utilisation de ces moyens et notamment les dispositions de l'article 264.

  Livre 2. Coordination intégrée des installations électriques pour la planification, la programmation et la gestion des congestions. Titel 1er. Principes.

  Art. 242. § 1er. Le présent livre fixe les règles relatives à la planification des indisponibilités, à la programmation ainsi qu'à la coordination de certaines installations ou ensembles d'installations d'utilisateurs de réseau en vue d'assurer la sécurité opérationnelle, la fiabilité et l'efficacité du réseau.
  § 2. Les installations visées au présent livre sont les installations considérées comme existantes conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, ou considérées comme nouvelles conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 2, 8 et 9, faisant partie d'une des catégories suivantes :
  1° toute unité de production d'électricité, ou parc de générateurs, tels que visés à l'article 35, § 2, de type B, C ou D conformément au classement du même article et directement raccordé(e) au réseau de transport ou ayant le même point d'accès au réseau de transport qu'une installation de consommation visée à l'article 35, § 3, 1°, ou situé(e) au sein d'un CDS lui-même raccordé au réseau de transport ;
  2° tout parc non synchrone de stockage de type B, C ou D conformément au classement de l'article 35, § 4 directement raccordé au réseau de transport ou ayant le même point d'accès qu'une installation de consommation visée à l'article 35, § 3, 1°, ou situé au sein CDS lui-même raccordé au réseau de transport ;
  3° toute installation de consommation telle que définie à l'article 2.1 de la ligne directrice européenne SOGL raccordée au réseau de transport, ainsi que ;
  4° tout ensemble d'installations de consommation d'un CDS raccordé au réseau de transport.

  Titre 2. Planification des indisponibilités.

  CHAPITRE 1er. Obligations relatives à la planification des indisponibilités.

  Art. 243. Toute installation faisant partie des catégories décrites à l'article 242, § 2, 1° à 3°, doit faire l'objet d'informations envoyées au gestionnaire de réseau de transport relatives à la planification des indisponibilités de l'installation.
  L'obligation d'envoi de ces informations au gestionnaire de réseau de transport est attribuée au responsable de la planification des indisponibilités de l'installation qui est introduit par la ligne directrice européenne SOGL.
  Les informations visées à l'alinéa 1er, contiennent au moins le plan de disponibilité de l'installation tel que défini à l'article 3.2, 70), de la ligne directrice européenne SOGL ainsi que les restrictions temporaires quant à la capacité maximale et minimale qui peut être déployée par cette installation en injection et/ou en prélèvement et sont mises à jour régulièrement.

  Art. 244. § 1er. Le gestionnaire de réseau de transport détermine de manière transparente et non discriminatoire, dans le contrat type de responsable de la planification des indisponibilités, les modalités et conditions applicables aux responsables de la planification des indisponibilités. Ce contrat type est soumis, après consultation publique, à la commission pour approbation.
  § 2. Le contrat type de responsable de la planification des indisponibilités décrit, dans le respect des dispositions de la ligne directrice européenne SOGL ou de documents et méthodologies qui en découlent, en termes de planification des indisponibilités, au moins :
  1° Les obligations opérationnelles applicables aux installations électriques ainsi qu'à leur responsable de la planification des indisponibilités et les responsabilités qui en découlent ;
  2° les modalités selon lesquelles l'utilisateur de réseau désigne son responsable de programmation des indisponibilités ;
  3° l'ensemble des informations pertinentes qui doivent être envoyées au gestionnaire de réseau de transport en ce y compris les informations visées à l'article 243, alinéa 3 ;
  4° les modalités et procédures relatives à la transmission des informations telles que le calendrier d'échange de données, la forme, le détail et la granularité des données échangées tenant compte de la taille, des caractéristiques, de la localisation ainsi que des limitations techniques de l'installation concernée ;
  5° le mécanisme relatif aux adaptations du plan de disponibilité visé à l'article 243, alinéa 3, ainsi que les circonstances dans lesquelles ces adaptations mènent à une rémunération ;
  6° le fait que ces rémunérations éventuelles visées au 5° doivent couvrir des coûts démontrables et raisonnables directement générés par la modification du plan de disponibilité ;
  7° une description des mécanismes éventuels de pénalité et les circonstances dans lesquelles elles sont applicables.

  CHAPITRE 2. Dispositions particulières en cas d'indisponibilité fortuite.

  Art. 245. Le responsable de la planification des indisponibilités pour une installation communique au gestionnaire de réseau de transport, dans les plus brefs délais suivant l'arrêt de l'installation concernée, toute indisponibilité fortuite de son installation, individuelle, complète ou partielle de cette installation ; il précise également dans la mesure du possible toute information pertinente quant à la raison de cette indisponibilité fortuite ainsi que la meilleure prévision pour la durée de l'indisponibilité.

  Titre 3. Programmation de production d'électricité ou de consommation d'une installation électrique et mise à disposition de puissance disponible.

  CHAPITRE 1er. Obligations relatives à la programmation.

  Art. 246. § 1er. Toute installation faisant partie des catégories décrites aux 1° et 2° de l'article 242, § 2, doit faire l'objet de l'envoi au gestionnaire de réseau de transport d'informations relatives à la programmation de production ou de consommation de l'installation.
  § 2. Toute installation ou ensemble d'installations de consommation faisant partie des catégories décrites aux 3° et 4° de l'article 242, § 2, est par défaut, exemptée de cette obligation de programmation comme prévu par les dispositions en la matière de l'article 52.2), a), de la ligne directrice européenne SOGL.
  Le gestionnaire de réseau de transport peut toutefois exiger, dans le cas de participation d'une unité de consommation (qui est un sous-ensemble d'une installation de consommation visée aux 3° et 4° de l'article 242, § 2, à la fourniture d'un service auxiliaire, de recevoir des informations relatives à la programmation pour cette unité de consommation tenant compte de la nature de ladite unité.
  § 3. Ces informations sont envoyées par le responsable de la programmation de l'installation selon les procédures prévues dans le contrat type de responsable de la programmation visé à l'article 249.

  Art. 247. Lorsqu'une installation participe également à un ou des services d'équilibrage avec un fournisseur de services d'équilibrages, conformément au livre 6 de la partie 5, le responsable de la programmation de l'installation ne peut être que l'utilisateur de réseau concerné ou le fournisseur de services d'équilibrages concerné.

  CHAPITRE 2. Obligations relatives à la mise à disposition de puissance disponible.

  Art. 248. § 1er. L'utilisateur de réseau de transport ou utilisateur de CDS ou le tiers qu'il désigne comme responsable de la programmation pour toute installation électrique faisant l'objet d'une programmation obligatoire telle que visée à l'article 246, § 1er, tient à disposition du gestionnaire de réseau de transport la puissance active disponible à la hausse et à la baisse sur cette installation en vue notamment de permettre au gestionnaire de réseau de transport d'effectuer des actions correctives de redispatching.
  L'inscription pour cette puissance est accompagnée d'une offre de prix répondant aux critères établis dans les modalités et conditions applicables aux responsables de la programmation visées à l'article 249 et se fait selon des règles stipulées dans ces mêmes modalités et conditions.
  § 2. Tout utilisateur de réseau peut, sur base volontaire, proposer au gestionnaire de réseau de transport la mise à disposition de puissance active à partir d'une ou plusieurs unités de consommation telles que définies à l'article 2.4 de la ligne directrice européenne DCC. Et ce à condition de répondre aux spécifications techniques de mise à disposition de puissance et aux conditions de participation prévues dans les modalités et conditions applicables aux responsables de la programmation visées à l'article 249.
  Il doit pour ce faire également soit devenir responsable de la programmation de son/ ses unité(s) de consommation à partir de laquelle/ lesquelles il souhaite mettre de la puissance à disposition, soit désigner un tiers pour assurer cette fonction conformément à l'article 110.3 de la ligne directrice européenne SOGL.
  § 3. Dans le cas d'unités de consommations situées au sein d'un réseau public de distribution ou d'un CDS, la mise à disposition de puissance est conditionnée à l'autorisation préalable du gestionnaire de réseau public de distribution ou du gestionnaire du CDS auquel sont raccordées les installations concernées ainsi qu'au respect des éventuelles limitations techniques ou opérationnelles pour la mise à disposition de puissance qu'il impose. Le gestionnaire de réseau concerné ne peut, après motivation adéquate, imposer des limites ou refuser la participation que dans le but de préserver la sécurité de son réseau.

  CHAPITRE 3. Contrat type de responsable de la programmation.

  Art. 249. § 1er. Le gestionnaire de réseau de transport détermine de manière transparente et non discriminatoire, dans le contrat type de responsable de la programmation, les modalités et conditions applicables aux responsables de la programmation. Il soumet ce contrat type, après consultation publique, à la commission pour approbation conformément à l'article 4.
  § 2. Ce contrat type de responsable de la programmation décrites, dans le respect des dispositions de la ligne directrice européenne SOGL en termes de programmation et de redispatching, au moins :
  1° Les obligations opérationnelles applicables aux installations électriques ainsi qu'au responsable de programmation de ces installations et les responsabilités qui en découlent ;
  2° les modalités selon lesquelles l'utilisateur de réseau concerné désigne son responsable de programmation ;
  3° l'ensemble des informations pertinentes qui doivent être envoyées au gestionnaire de réseau de transport en ce y compris les programmes visées au paragraphe 3 ainsi que les communications prévues aux articles 250 et 252 ;
  4° les modalités et procédures relatives à la transmission des informations telles que le calendrier d'échange de données, la forme, le détail et la granularité des données échangées tenant compte de la taille, des caractéristiques, de la localisation ainsi que des limitations techniques de l'installation concernée ;
  5° les conditions préalables à l'acceptation par le gestionnaire de réseau de transport d'une modification du programme visé à l'article 246 demandée par le responsable de la programmation ;
  6° les modalités et procédures relatives à l'inscription de puissance disponible à la hausse et à la baisse visée à l'article 248, tenant compte le cas échéant des limitations techniques de l'installation concernée ainsi que les critères pour l'offre de prix accompagnant la mise à disposition de cette puissance ;
  7° la possibilité pour le gestionnaire de réseau de transport d'imposer des restrictions au programme avant sa première soumission ;
  8° le mécanisme relatif aux adaptations, à la demande du gestionnaire de réseau de transport, du programme visé à l'article 246 sous forme d'activation de puissance disponible ainsi que les circonstances dans lesquelles ces adaptations mènent à une rémunération. Ces rémunérations éventuelles devant couvrir des coûts démontrables et raisonnables directement générés par la modification du dit plan ;
  9° la possibilité pour le gestionnaire de réseau de transport d'imposer un retour au programme de l'installation lorsque celle-ci dévie ou va dévier de ce dernier, et ce sans rémunération ;
  10° une description des mécanismes de pénalités et les circonstances dans lesquelles elles sont applicables.
  § 3. Conformément à l'article 246 et aux procédures prévues dans le contrat type de responsable de la programmation, les informations envoyées par le responsable de la programmation contiennent au moins les programmes de production d'électricité et le cas échéant de consommation de puissance active. Ces programmes sont envoyés au gestionnaire de réseau de transport sur base journalière, la veille pour le lendemain, et mis à jour sur base infra journalière, durant la journée.

  CHAPITRE 4. Dispositions particulières lors de l'exploitation.

  Art. 250. Lorsque le responsable de la programmation pour une installation transmet à l'installation concernée des consignes de fonctionnement, il en communique simultanément une copie au gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 251. § 1er. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport identifie une déviation des consignes visées à l'article 250 ou de la production d'électricité/consommation effective par rapport au dernier programme soumis pour cette installation et s'il estime que l'entièreté ou une partie des consignes visées à l'article 250 peut porter préjudice à la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau, il demande au responsable de la programmation les modifications à ces consignes en vue de suivre à nouveau le dernier programme de production d'électricité/consommation soumis.
  Le responsable de la programmation doit faire appliquer la demande du gestionnaire de réseau de transport sans délai par son installation concernée, conformément au contrat de programmation et à la mise à disposition de puissance disponible.
  § 2. L'application du paragraphe 1er n'exonère pas les utilisateurs de réseau pour les installations concernées de leurs obligations prévues par le présent arrêté et/ou en vertu des contrats conclus avec le gestionnaire de réseau de transport.
  § 3. Dans les situations visées au paragraphe 1er, si les consignes en/ou la production /consommation effective d'électricité s'écartent toujours du dernier programme soumis par ce responsable de la programmation après demande du gestionnaire du réseau de suivre le programme, le responsable de la programmation est tenu des frais éventuels encourus par le gestionnaire de réseau de transport tels que le recours à d'autres moyens pour la gestion des congestions.

  Art. 252. Toute interruption ou diminution complète ou partielle de la production d'électricité d'un parc non synchrone de générateurs en mer pour mise en sécurité d'une partie ou de l'ensemble du parc notamment en raison d'intempéries à venir ou en cours, doit être communiqué au gestionnaire de réseau de transport par le responsable de la programmation de ce parc, dans les plus brefs délais selon des modalités décrites dans le contrat type de responsable de la programmation.
  Lors d'une situation telle que visée à l'alinéa 1er, le responsable de la programmation doit obtenir l'accord du gestionnaire de réseau de transport avant toute reprise de la production d'électricité de la ou des installations concernées et se coordonner avec le gestionnaire de réseau de transport. Le gestionnaire de réseau de transport peut, le cas échéant imposer des conditions sur le profil de production d'électricité de l'installation ou de l'ensemble d'installations concerné dans le contrat type de responsable de la programmation.

  Titre 4. Interactions entre les différentes parties chargées de fournir des informations concernant une installation.

  Art. 253. § 1er. Les différentes données listées ci-dessous et soumises au gestionnaire de réseau de transport par les parties concernées au sujet d'une installation donnée doivent être cohérentes entre elles :
  1° le plan de disponibilité soumis par le responsable de la planification des indisponibilités pour une installation en vertu de l'article 243 ;
  2° les programmes et offres de puissance soumis par le responsable de la programmation pour cette installation en vertu de l'article 246 ;
  3° la nomination soumise par le responsable d'équilibre chargé du suivi de cette installation en vertu de du livre 4 de la partie 5 ;
  4° ainsi que le cas échéant et les offres de capacité et ou d'énergie d'équilibrage soumises en vertu du livre 6 de la partie 5, par le fournisseur d'énergie d'équilibrage offrant de l'énergie d'équilibrage à partir de cette installation.
  § 2. L'utilisateur de réseau pour l'installation concernée est tenu de veiller, à la bonne transmission vers les différentes parties citées au paragraphe 1er des informations pertinentes mises à jour quant aux indisponibilités et prévisions de production ou consommation d'électricité de l'installation dont chacune d'elles a besoin pour assurer ses obligations.
  Lorsqu'il constate des incohérences entre les informations prévisionnelles concernant une même installation qui lui sont transmises par les différents acteurs précités dans le cadre de leurs obligations, le gestionnaire de réseau de transport peut rejeter, demander une adaptation ou rectifier lui-même ces informations et dans ce dernier cas en informer la partie concernée.

  Livre 3. Conduite du réseau.

  Titre 1er. Dispositions générales.

  CHAPITRE 1er. Interventions et manoeuvres de l'utilisateur du réseau de transport.

  Art. 254. 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 de réseau de transport.
  Au cas où le gestionnaire de réseau de transport refuse de marquer son accord, il notifie son refus motivé à l'utilisateur du réseau de transport.

  CHAPITRE 2. Echange de données.

  Art. 255. 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 de réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport selon les modalités définies dans le contrat de raccordement.

  CHAPITRE 3. Fonctionnement anormal.

  Art. 256. L'utilisateur du réseau de transport communique sans délai au gestionnaire de 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 de réseau de transport sans préjudice des dispositions de l'article 40 du code de réseau européen E&R.

  Art. 257. Le gestionnaire de réseau de transport communique sans délais, et sous réserve de confidentialité conformément aux articles 5 à 7, 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. 258. Les mesures prises par le gestionnaire de réseau de transport, qui sont 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, sont prioritaires.
  Nonobstant la mise en oeuvre des mesures visées à l'alinéa 1er, l'utilisateur du réseau de transport reste tenu de respecter ses droits et obligations prévus par la législation applicable et/ou le présent arrêté et/ou les actes pris en vertu de la législation et/ou du présent arrêté ou en vertu des contrats conclus avec le gestionnaire de réseau de transport conformément au présent arrêté.

  Livre 4. Plan de défense du réseau et de reconstitution.

  Art. 259. Sur proposition du gestionnaire du réseau de transport et après avis de la commission, le ministre approuve les propositions visées à l'article 4.2, c), d) et g), du 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.

  Art. 260. Dans le cadre des consultations et des approbations visées aux articles 261 et 262, le gestionnaire du réseau de transport transmet toutes les informations réclamées par le ministre ou par la Direction générale de l'Energie ou par la commission.

  Titre 1er. Plan de défense du réseau.

  Art. 261. § 1er. Sans préjudice de l'article 11, alinéa 1er, du code de réseau européen E&R, le gestionnaire du réseau de transport transmet au ministre, au plus tard au moment visé à l'article 11, alinéa 1er, précité, après consultation de la Commission et de la Direction générale de l'Energie, une proposition de plan de défense du réseau.
  Après avis de la commission 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 premier ainsi que ses modifications, ou le ministre demande au gestionnaire du réseau de transport de soumettre une nouvelle proposition adaptée pour approbation.
  § 2. Le plan de défense du réseau établit notamment les mesures devant être prises, à la première demande du gestionnaire du réseau de transport, par les unités de production existantes d'une puissance active maximale supérieur à 25 MW inclus pour :
  1° modifier la fourniture de puissance réactive, selon un point de consigne déterminé par le gestionnaire du réseau de transport ;
  2° modifier la fourniture de puissance active, selon un point de consigne déterminé par l'opérateur du réseau de transport.
  Parmi les mesures du plan de défense, et sans préjudice des dispositions du code de réseau européen E&R, le gestionnaire du réseau de transport est autorisé notamment à :
  1° modifier ou interrompre les raccordements aux réseaux selon le plan de délestage visé au paragraphe 4 ;
  2° modifier ou interrompre les interconnexions avec les réseaux étrangers, et le cas échéant en respectant, lorsque elles sont d'application, les dispositions de l'article 4 et 14 (3) du code de réseau européen E&R ;
  3° modifier ou interrompre connexions avec les autres réseaux dans la zone de réglage ;
  4° suspendre les activités de marché conformément aux dispositions de l'article 36 du code de réseau européen E&R.
  Cette liste d'actions est exemplative et n'exprime aucune gradation ou priorité.
  Le plan de défense du réseau est repris, le cas échéant, dans le contrat de raccordement, le contrat d'accès, ou tout autre contrat ou convention conclu avec le gestionnaire du réseau de transport en application du présent arrêté.
  § 3. Les références faites dans d'autres textes législatifs et réglementaires au code de sauvegarde s'entendent commes faites au plan de défense du réseau.
  § 4. Sur proposition du gestionnaire de réseau de transport et après avis de la commission et en concertation avec le ministre qui a l'Economie dans ses attributions, le ministre arrête le plan de délestage.
  Les mesures arrêtées dans le cadre du plan de délestage peuvent comporter, sans préjudice des dispositions prévues par le code de réseau européen E&R :
  1° l'obligation pour le gestionnaire de 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 de 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 doivent être 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, doivent être exécutées en coopération avec les gestionnaires de réseaux publics de distribution et de CDS et doivent, en ce qui concerne les besoins primordiaux de la nation en énergie électrique, tenir compte autant que possible des raccordements prioritaires aux réseaux suivants, classés en ordre décroissant de priorité :
  1° les systèmes techniques auxiliaires nécessaires pour le fonctionnement vital des réseaux du gestionnaire de réseau de transport, 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° les 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 2005 relative aux communications électroniques et les centres de crise provinciaux visés par la circulaire ministérielle NPU-1 du 26 octobre 2006 relative aux plans d'urgence et d'intervention.
  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 de 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.
  La liste nominative et concrète des connexions prioritaires aux réseaux à l'exception de la catégorie 1° ci-dessus est actualisée par le ministre et est communiquée annuellement au plus tard le 1er septembre aux gestionnaire de réseau de transport et aux gestionnaires de réseaux publics de distribution.
  Sans préjudice des 1°, 2° et 3° du premier alinéa du présent paragraphe, 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 de réseau de transport et les gestionnaires des réseaux publics de distribution concernés, déterminer des connexions additionnelles aux réseaux, qui doivent être réalimentées 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 2 décrétées par le gestionnaire de réseau de transport, sans toutefois que les délais exigés par cette publication puissent suspendre ou retarder l'application des mesures.

  Titre 2. Plan de reconstitution.

  Art. 262. § 1er. Sans préjudice de l'article 23, § 1er, du code de réseau européen E&R, le gestionnaire du réseau de transport transmet au ministre, au plus tard au moment visé à l'article 23, § 1er, précité, après consultation de la Commission et de la Direction générale de l'Energie, une proposition de plan de reconstitution du réseau.
  Après avis de la commission 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 premier ainsi que ses modifications, ou le ministre demande au gestionnaire du réseau de transport de soumettre une nouvelle proposition adaptée pour approbation.
  Le plan de reconstitution établit notamment les mesures devant être prises, à la première demande du gestionnaire du réseau de transport, par les unités de production existantes d'une puissance active maximale supérieur à 25 MW inclus pour :
  1° fournir une alimentation en puissance réactive, selon un point de consigne déterminé par le gestionnaire du réseau de transport ;
  2° fournir une alimentation en puissance active, selon un point de consigne déterminé par l'opérateur du réseau de transport.
  Le plan de reconstitution est repris, le cas échéant, dans le contrat de raccordement, le contrat d'accès, ou tout autre contrat ou convention conclu avec le gestionnaire du réseau de transport en application du présent arrêté.
  § 2. Les références faites dans d'autres textes législatifs et réglementaires au code de reconstitution s'entendent commes faites au plan de reconstitution.

  Titre 3. Simulations et essais périodiques.

  Art. 263. En vue d'effectuer les examens périodiques du plan de défense du réseau et du plan de reconstitution du réseau prévus aux articles 50 et 51 du code de réseau européen E&R, le gestionnaire de réseau de transport a le droit, en concertation avec toutes les parties concernées et aux frais du gestionnaire de réseau de transport de contrôler l'efficacité :
  1° des procédures du plan de défense du réseau; et
  2° des procédures du plan de reconstitution.

  Livre 5. Unités de production combinée de chaleur et d'électricité et installations de production d'électricités qui utilisent des sources d'énergie renouvelables.

  Art. 264. Sauf disposition contraire dans la législation applicable, le gestionnaire du réseau de transport donne, conformément à l'article 11, alinéa 2, 3°, de la loi 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.

  Partie 7. Comptages et mesures.

  Livre 1er. Equipements et données de mesure.

  Titre 1er. Principes généraux.

  Art. 265. Les équipements de mesure aux fins de la présente partie sont les équipements sur lesquels le gestionnaire de 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.
  Les équipements de mesure et leurs composants doivent répondre aux exigences des normes belges et internationales applicables.
  Le contrat de raccordement et/ou le contrat de service auxiliaire règle la manière dont le comptage est effectué.

  Art. 266. Les contrats conclus conformément au présent arrêté et/ou la législation applicable déterminent notamment les règles régissant les équipements de mesure telles que les critères techniques de conformité et les règles relatives à la mise en oeuvre et à l'utilisation des équipements de mesure, à la transmission et la mise à disposition des données de mesure, à l'accès aux installations et aux modalités de paiement.

  Titre 2. Localisation.

  Art. 267. § 1er. Le gestionnaire de réseau de transport détermine dans le contrat de raccordement, ou, le cas échéant, dans le contrat de service auxiliaire, la localisation des équipements de mesure, qui sont notamment installés :
  1° sur chaque raccordement, interconnexion ou unité (ou site) de production d'électricité lorsqu'un équipement de mesure est nécessaire pour déterminer la quantité d'énergie active et/ou d'énergie réactive injectée et/ou prélevée sur l'installation concernée ;
  2° sur le raccordement d'un utilisateur du réseau de transport lorsque toute l'installation de l'utilisateur du réseau de transport fournit un service auxiliaire au gestionnaire de réseau de transport ;
  3° sur chaque raccordement ou installation d'un utilisateur du réseau de transport lorsque le gestionnaire de réseau de transport juge de façon argumentée que cette installation ou la façon dont elle est exploitée peut perturber la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau ;
  4° en aval du point de raccordement, au sein de l'installation d'un utilisateur du réseau de transport lorsqu'une partie de l'installation fournit un service auxiliaire au gestionnaire de réseau de transport.
  Dans le cas où le gestionnaire de réseau de transport n'a pas déterminé la localisation des équipements de mesure visés à l'alinéa 1er, l'utilisateur du réseau de transport communique au gestionnaire de réseau de transport la localisation des équipements de mesure, qui seront repris dans le contrat de raccordement et/ou le contrat de service auxiliaire applicable.
  § 2. Le gestionnaire du réseau fermé industriel détermine la localisation des équipements de mesure installés au sein du réseau fermé industriel auxquels il est fait référence à l'art. 351, § 1er. Lorsqu'une installation au sein du réseau fermé industriel fournit un service auxiliaire au gestionnaire du réseau de transport, le gestionnaire du réseau fermé industriel détermine la localisation des équipements de mesure repris au sein du contrat de service auxiliaire en conformité avec les dispositions dudit contrat et informe le gestionnaire du réseau de transport de la localisation des équipements de mesure, sans préjudice des rôles et responsabilités du gestionnaire du réseau fermé industriel définis au livre 9.
  Si le gestionnaire du réseau fermé industriel omet d'informer le gestionnaire de réseau de transport à ce sujet, le gestionnaire de réseau de transport déterminera lui-même la localisation des équipements de mesure concernés et en informera le gestionnaire du réseau fermé industriel.

  Titre 3. Point de mesure.

  Art. 268. Pour les comptages visés à l'article 267, § 1er, alinéa 1er, 1°, le point de mesure coïncide avec le point de raccordement, sauf disposition contraire dans le contrat de raccordement.
  Lorsque le point de raccordement déterminé dans le contrat de raccordement ne permet pas d'effectuer les comptages visés à l'article 267, § 1er, alinéa 1er, 1°, conformément au présent arrêté, le gestionnaire de réseau de transport détermine avec l'utilisateur du réseau de transport un autre point de mesure.

  Art. 269. Le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport, déterminent le point de mesure pour les mesures mentionnées à l'article 267, § 1er, alinéa 1er, 2° et 3° et 4°.
  A défaut d'accord, le gestionnaire de réseau de transport détermine le point de mesure.

  Titre 4. Propriété.

  Art. 270. Le gestionnaire de réseau de transport est gestionnaire et, sauf stipulation contraire, propriétaire de tout équipement de mesure visé à l'article 267, § 1er, alinéa 1er, 1°, 2° et 3°. L'utilisateur du réseau de transport est gestionnaire et, sauf stipulation contraire, propriétaire de tout équipement de mesure visé à l'article 267, §§ 1er, alinéa 1er, 4° et 2.
  Lorsque l'utilisateur du réseau de transport est propriétaire des équipements de mesure visés à l'article 267, § 1er, alinéa 1er, 1°, 2° et 3°, celui-ci est tenu de respecter ou de faire respecter toutes les dispositions du présent arrêté et de la législation applicable ainsi que des contrats conclus en vertu de ceux-ci relatives aux équipements de mesure.
  L'utilisateur du réseau de transport garantit au gestionnaire de réseau de transport l'accès à tout moment aux équipements de mesure et aux données de mesure ou de comptage y afférant, conformément aux modalités décrites au livre 3 de la partie 7.
  Le présent article ne porte pas préjudice à la partie 9.

  Titre 5. Installation.

  Art. 271. Sans préjudice du livre 3 de la partie 9, l'installation des équipements de mesure est réalisée conformément au présent arrêté et/ou à la législation applicable et aux contrats conclus en vertu de ceux-ci.

  Art. 272. Le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport déterminent le responsable de l'installation des équipements de mesure.

  Titre 6. Scellés.

  Art. 273. § 1er. Le gestionnaire de réseau de transport détermine les équipements de mesure visés à l'article 267, § 1er, qui doivent être scellés et procède ou fait procéder à la mise en place des scellés.
  § 2. Les scellés visés au paragraphe 1er ne peuvent pas être rompus sans le consentement écrit préalable du gestionnaire de réseau de transport.
  Si les scellés venaient à être rompus sans son consentement, le gestionnaire de réseau de transport se réserve le droit de rétablir les scellés aux frais de l'utilisateur du réseau de transport et de remplacer les données de comptage suspectes par les données qu'il jugera équivalentes conformément aux modalités décrites à l'article 306.

  Titre 7. Enregistrement des équipements de mesure dans le registre des équipements de mesure.

  Art. 274. Sans préjudice du livre 3 de la partie 9, le gestionnaire de réseau de transport inscrit les équipements de mesure visés à l'article 267, 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 de réseau de transport retire du registre des équipements de mesures les équipements de mesure qui ne sont plus visés par l'article 267.

  Livre 2. Critères techniques et procédures générales relatifs aux équipements de mesure.

  Titre 1er. Critères techniques.

  Art. 275. 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 à l'article 267, 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. 276. Les critères sont précisés dans le contrat de raccordement ou, le cas échéant, dans le contrat de services auxiliaires et approuvés par la commission.

  Titre 2. Procédures générales.

  Art. 277. Le gestionnaire de réseau de transport détermine de manière objective, transparente et non discriminatoire les procédures relatives aux équipements de mesure visés à l'article 267, § 1er, que le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport mettent en oeuvre et notifie celles-ci sans délai à la commission.

  Livre 3. Accès aux équipements de mesure et données de mesure.

  Titre 1er. Accès aux équipements de mesure et aux données de mesure.

  Art. 278. 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.

  Titre 2. Accès aux équipements de mesure par le gestionnaire du réseau de transport.

  Art. 279. L'utilisateur du réseau de transport garantit au gestionnaire du réseau de transport l'accès conformément au titre 4 du livre 4 de la partie 1re, à tout moment, aux équipements de mesure visés à l'article 267, § 1er, situés dans les installations de l'utilisateur du réseau de transport.

  Art. 280. Le gestionnaire du réseau de transport qui accède aux équipements de mesures situés dans les installations d'un utilisateur 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 concerné.

  Livre 4. Contrôle des équipements de mesure par le gestionnaire de réseau de transport.

  Titre 1er. Vérification de la conformité des équipements de mesure.

  Art. 281. Les compteurs visés par le présent livre sont les équipements de mesures visés à l'article 267, § 1er.
  Le gestionnaire de réseau de transport est autorisé à contrôler ou faire contrôler la conformité des équipements de mesure.

  Art. 282. Lorsque les contrôles visés à l'article 281 démontrent que des équipements de mesure, dont le gestionnaire de réseau de transport n'est pas propriétaire, ne sont pas conformes au présent arrêté et/ou à la législation applicable et/ou aux contrats conclus en vertu de ceux-ci, l'utilisateur du réseau de transport et/ou toute autre personne à l'égard de laquelle le gestionnaire de réseau de transport dispose de droits conformément à l'article 281 met ou fait mettre ces équipements en conformité dans les trente jours suivant la notification à cet effet par le gestionnaire de réseau de transport.

  Titre 2. Contrôle des équipements de mesure.

  Art. 283. Toute personne concernée estimant qu'une erreur significative a affecté une donnée de mesure communiquée par le gestionnaire de réseau de transport le concernant, le notifie sans délai au gestionnaire de réseau de transport.
  La personne visée à l'alinéa 1er introduit le cas échéant une demande motivée par écrit, au gestionnaire de réseau de transport afin que des contrôles soient effectués sur les équipements de mesure concernés et s'engage à assumer l'ensemble des frais y afférents sans préjudice de l'article 288.

  Art. 284. La personne visée à l'article 283, alinéa 2, et le gestionnaire de réseau de transport déterminent de commun accord les types de contrôle à effectuer et les équipements de mesure à contrôler.
  A défaut d'accord, le gestionnaire de réseau de transport détermine, le cas échéant, les contrôles requis et les modalités, y compris les délais applicables, en la matière.
  Lorsque le gestionnaire de réseau de transport n'est pas propriétaire des équipements de mesures concernés, il notifie la demande de contrôle à l'utilisateur de réseau concerné et, le cas échéant, lorsqu'une installation au sein du réseau fermé industriel ou du réseau fermé de distribution fournit un service auxiliaire au gestionnaire de réseau de transport, par l'intermédiaire du gestionnaire du réseau fermé industriel ou du réseau fermé de distribution.
  Ces contrôles doivent satisfaire aux dispositions légales et réglementaires.

  Art. 285. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport n'est pas propriétaire des équipements de mesure concernés, l'utilisateur du réseau de transport veille à ce que les contrôles visés à l'article 284 soient effectués.
  Le gestionnaire de réseau de transport est autorisé à assister et/ou à participer aux contrôles effectués par l'utilisateur du réseau de transport visés à l'alinéa 1er.
  L'utilisateur du réseau de transport visé à l'alinéa 1er notifie au gestionnaire de réseau de transport le résultat des contrôles visés au présent titre au plus tard dix jours ouvrables après leur réalisation.

  Art. 286. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport est propriétaire des équipements de mesure concernés, le gestionnaire de réseau de transport veille à ce que les contrôles visés à l'article 284 soient réalisés.
  L'utilisateur du réseau de transport est autorisé à assister et/ou à participer aux contrôles effectués par le gestionnaire de réseau de transport visés à l'alinéa 1er.

  Art. 287. Le gestionnaire de réseau de transport notifie dans les dix jours ouvrables suivant la réception du résultat des contrôles, à la personne qui les a demandés, le résultat de ces contrôles.

  Art. 288. Lorsque les contrôles visés à l'article 284 démontrent l'existence d'une erreur significative :
  1° les équipements de mesure concernés sont réputés non conformes au présent arrêté et/ou à la législation applicable ;
  2° le gestionnaire de réseau de transport, lorsqu'il est propriétaire des équipements de mesure concernés, met ses équipements en conformité au plus tard :
  a) dans les trente jours suivant la notification visée à l'article 287 pour ce qui concerne les compteurs, appareils de mesure et/ou les équipements de télécommunications y afférents ;
  b) dans un délai raisonnable sur lequel s'accordent le gestionnaire de réseau de transport et l'utilisateur du réseau de transport, pour ce qui concerne les transformateurs de mesure.
  Le gestionnaire de réseau de transport prend en charge le coût des contrôles et procède, le cas échéant, aux rectifications de facturation résultant de la non-conformité des équipements de mesure
  3° lorsque le gestionnaire de réseau de transport n'est pas propriétaire des équipements de mesure concernés, l'utilisateur du réseau de transport concerné fait en sorte de mettre ses équipements en conformité au plus tard :
  a) dans les trente jours suivant la notification visée à l'article 287 pour ce qui concerne les compteurs, appareils de mesure et/ou les équipements de télécommunications y afférents ;
  b) dans un délai raisonnable, pour ce qui concerne les transformateurs de mesure.
  L'utilisateur du réseau de transport est tenu de payer les services prestés y compris fournitures et frais généraux dans le cadre des contrôles effectués et de la mise en conformité y compris les services prestés dans le cadre de la correction des données de mesure et/ou de comptage et de la rectification des facturations par le gestionnaire de réseau de transport résultant de la non-conformité des équipements de mesure ;
  4° les données de mesure et/ou de comptage sont corrigées le cas échéant.

  Art. 289. En l'absence d'une erreur significative, la personne qui demande les contrôles est tenue de payer les services prestés dans le cadre des contrôles.

  Art. 290. Sans préjudice de la législation applicable, lorsqu'une installation au sein du CDS fournit un service auxiliaire au gestionnaire de réseau de transport, le gestionnaire du CDS veille à ce que ces contrôles soient effectuées et les mesures prises conformément au présent titre.

  Livre 5. Etalonnage des compteurs.

  Titre 1er. Généralités.

  Art. 291. Les compteurs visés par le présent livre sont les équipements de mesures visés à l'article 267, § 1er.

  Art. 292. L'étalonnage des compteurs du gestionnaire de 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 de réseau de transport.
  Toute personne intéressée peut, moyennant une demande écrite notifiée au gestionnaire de réseau de transport obtenir un exemplaire de ce cahier des charges.

  Art. 293. L'étalonnage des compteurs est réalisé avant leur mise en service et par la suite un contrôle de précision est réalisé périodiquement, selon des modalités déterminées par le gestionnaire de réseau de transport, dans les contrats conclus en vertu du présent arrêté et conformément aux dispositions légales et réglementaires belges.

  Titre 2. Etalonnage par l'utilisateur du réseau de transport.

  Art. 294. L'utilisateur du réseau de transport réalise ou fait réaliser, à ses frais, l'étalonnage et le contrôle de précision des compteurs lorsque le gestionnaire de réseau de transport n'est pas propriétaire de ceux-ci.
  L'utilisateur du réseau de transport visé à l'alinéa 1er notifie au gestionnaire de réseau de transport un rapport des étalonnages ou contrôles de précision effectués dans les deux semaines suivant ceux-ci.

  Titre 3. Etalonnage par le gestionnaire de réseau de transport.

  Art. 295. Le gestionnaire de réseau de transport réalise, ou fait réaliser, l'étalonnage et le contrôle de précision des compteurs relatifs au raccordement de l'utilisateur du réseau de transport dont le gestionnaire de réseau de transport est propriétaire.

  Art. 296. A la demande de l'utilisateur du réseau de transport, le gestionnaire de réseau de transport fournit un rapport des étalonnages ou contrôles de précision effectués dans les quinze jours ouvrables suivant cette demande.

  Livre 6. Données de mesure et données de comptage.

  Titre 1er. Périodicité des données de comptages.

  Art. 297. Les comptages d'énergie active visés à l'article 267, § 1er, alinéa 1er, 1°, sont effectués par intervalle de temps.
  Le cas échéant, une distinction est faite entre l'énergie active prélevée et l'énergie active injectée par l'utilisateur du réseau de transport.

  Art. 298. Les comptages de l'énergie réactive visés à l'article 267, § 1er, alinéa 1er, 1°, sont effectués par intervalle de temps.
  Le cas échéant, une distinction est faite entre l'énergie réactive prélevée et l'énergie réactive injectée par l'utilisateur du réseau de transport.

  Art. 299. Les comptages visés à l'article 267 sont effectués de manière à satisfaire, au minimum, aux intervalles de temps déterminés par le gestionnaire de réseau de transport dans le contrat de raccordement ou le cas échéant, dans le contrat de service auxiliaire.

  Titre 2. Collecte des données de mesure et de comptage.

  Art. 300. Le gestionnaire de réseau de transport collecte, après avoir obtenu l'accord préalable de l'utilisateur du réseau de transport, les données de mesure ou comptage issues de tous les équipements de mesure visés à l'article 267 de manière automatique dans ses systèmes centraux de collecte de données.

  Art. 301. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport n'est pas propriétaire des équipements de mesure, le fournisseur de service auxiliaire transmet les données de mesures ou comptage issues des équipements de mesure visés à l'article 267, § 1er, alinéa 1er, 4°, vers les systèmes de collecte de données visés à l'article 300, du point de mesure jusqu'au point de collecte défini par le gestionnaire de réseau de transport, conformément aux dispositions prévues dans le contrat de service auxiliaire.

  Art. 302. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport n'est pas propriétaire des équipements de mesure visés à l'article 267, § 2, le gestionnaire du réseau fermé industriel transmet les données de mesures ou comptage issues de ces équipements de mesure, du point de mesure vers les systèmes de collecte de données définis par le gestionnaire de réseau de transport et visés à l'article 300 conformément aux dispositions prévues dans le contrat de service auxiliaire.
  Si les équipements de mesure qui sont utilisés par le gestionnaire du réseau fermé industriel pour le règlement financier d'énergie entre les différents utilisateurs du réseau fermé industriel ne répondent pas aux critères concernant la périodicité exigée et/ou les grandeurs à mesurer et les unités utilisées, le gestionnaire du réseau fermé industriel et les utilisateurs du réseau fermé industriel se concertent et l'utilisateur du réseau fermé industriel envoie ensuite les données de mesures ou de comptage exigées vers les systèmes de collecte de données visés à l'article 300, à condition qu'elles répondent aux critères concernant la périodicité exigée et/ou les grandeurs à mesurer et les unités utilisées.

  Art. 303. Le gestionnaire de réseau de transport détermine les protocoles, les formats, l'encodage et les fréquences de la transmission des données de mesure visées aux articles 300, 301 et 302 dans les contrats conclus en vertu du présent arrêté et/ou de la législation applicable.

  Art. 304. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport n'est pas propriétaire des équipements de mesure et qu'en raison d'une perturbation ou d'un défaut de l'équipement de mesure, l'obtention des données conformément aux articles 300, 301, 302 et 303 ou la transmission vers le point de collecte n'est pas possible, ou pour toute autre raison, le gestionnaire de réseau de transport est autorisé, à tout moment, à collecter aux frais de l'utilisateur du réseau de transport les données de mesure ou toute autre donnée, sur place, en consultant les équipements de mesure concernés dans le respect des exigences relatives à l'accès à ces équipements.
  Ces frais mis à charge de l'utilisateur du réseau de transport seront évalués de manière raisonnable.

  Titre 3. Validation des données de mesure.

  Art. 305. Les données de mesure sont réputées validées par le gestionnaire de réseau de transport après la mise en oeuvre des méthodes visées au présent titre.

  Art. 306. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport n'a pas reçu certaines données de mesure ou s'il estime que les données de mesure qui sont en sa possession sont erronées, illisibles, incomplètes ou non plausibles, il détermine la valeur de manière raisonnable sur base des données auxquelles il a raisonnablement accès.
  Le gestionnaire de réseau de transport communique à la demande de l'utilisateur du réseau de transport le détail de la correction effectuée.

  Art. 307. § 1er. Lorsque le point de mesure ne coïncide pas avec le point de raccordement, le gestionnaire de réseau de transport corrige les données de mesure mentionnées à l'article 267, § 1er, alinéa 1er, 1°, afin de tenir compte des pertes et de toute autre erreur induite par la non coïncidence des deux points. L'ensemble des pertes et erreurs en question est appelé dans la présente partie "déviation systématique".
  § 2. Le gestionnaire de réseau de transport détermine la méthode de calcul de la déviation systématique qui se base notamment et le cas échéant soit :
  1° sur un calcul tenant compte des caractéristiques des installations entre le point de mesure et le point de raccordement ;
  2° sur les résultats de contrôles réalisés sur les installations concernées.
  § 3. La méthode de calcul visée au § 2 est précisée dans le contrat de raccordement.

  Titre 4. Mise à disposition des données de mesure relatives à un point d'injection et/ou de prélèvement.

  Art. 308. Le gestionnaire de réseau de transport détermine les données de mesure relatives aux points d'injections et de prélèvements sur base des données validées conformément au titre 3 du livre 6 de la partie 7.

  Art. 309. Le gestionnaire de réseau de transport met les données de comptage actives et réactives relatives aux points d'injection et/ou de prélèvement à la disposition de l'utilisateur du réseau de transport et du/des producteur(s) définis dans le contrat de raccordement et du détenteur d'accès défini dans le contrat d'accès.
  Le gestionnaire de réseau de transport met les données de comptage actives relatives aux points d'injection et/ou de prélèvement à la disposition du responsable d'équilibre et du fournisseur définis dans le contrat d'accès. Les données validées sont fournies au moins sur une base mensuelle et pour le mois précédent.

  Art. 310. Le gestionnaire de réseau de transport détermine, dans les contrats conclus en vertu du présent arrêté, les modalités applicables pour cette mise à disposition.

  Titre 5. Archives.

  Art. 311. Toute donnée de mesure donnant lieu à un règlement financier est conservée par le gestionnaire de réseau de transport pendant une période de cinq ans.

  Art. 312. Pour les données visées à l'article 311, le gestionnaire de réseau de transport conserve les données de mesure validées.

  Partie 8. Modalités spécifiques entre le gestionnaire de réseau de transport et les gestionnaires de réseau public de distribution.

  Livre 1er. Règles de base.

  Titre 1er. Relation de la présente partie avec les autres parties du présent arrêté.

  Art. 313. Pour avoir droit au raccordement au réseau de transport et à l'accès à celui-ci, pour leurs installations respectives visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 2° et 3°, les gestionnaires de réseau public de distribution respectent :
  1° les dispositions de la présente partie,
  2° les dispositions de la partie 3 auxquelles la présente partie fait explicitement référence,
  3° les dispositions suivantes pour lesquelles les gestionnaires de réseau public de distribution sont assimilés à des utilisateurs du réseau de transport ou à des utilisateurs de réseau, sans préjudice de la législation leur étant applicable en raison de l'utilisation du réseau de transport :
  a) partie1re: Généralités : les articles 9 à 11 ;
  b) partie 2 : Données de planification du réseau de transport:
  i. l'article 24 ;
  ii. les articles 27 à 31 ;
  c) partie 3 : Raccordement :
  i. les articles 161 et 162 ;
  d) partie 5: Equilibre : l'article 203 ;
  e) partie 6: Conduite du réseau de transport :
  i. l'article 254 ;
  ii. les articles 256 à 258 ;
  f) partie 7: Comptages et mesures :
  i. les articles 268 et 269 ;
  ii. les articles 277 à 280 ;
  iii. les articles 284 et 285 ;
  iv. l'article 288 ;
  v. les articles 294 à 298 ;
  4° les dispositions des autres parties que la partie 3 quand celles-ci sont applicables aux gestionnaires de réseau public de distribution en leur qualité de gestionnaire de réseau.
  Sans préjudice de l'article 323, le gestionnaire du réseau de transport ne prend aucune part à la gestion opérationnelle du réseau public de distribution ou du réseau de transport local, n'a aucune responsabilité à cet égard, et n'a aucune relation contractuelle et/ou opérationnelle avec les utilisateurs de réseau raccordés aux réseaux publics de distribution ou de transport local, à l'exception le cas échéant, et après concertation avec le gestionnaire du réseau de transport local ou avec le gestionnaire du réseau public de distribution, des obligations qui découleraient des relations qu'il aurait avec les utilisateurs du réseau public de distribution ou les utilisateurs du réseau de transport local et qui sont mentionnées ci-après :
  1° lorsqu'ils lui fournissent des services d'équilibrage, des services de participation active de la demande ou participent à la réserve stratégique organisées par la loi du 29 avril 1999 ; et/ou
  2° en application de certaines obligations opérationnelles qui découlent de la ligne directrice européenne SOGL liées à la nature des installations des utilisateurs du réseau public de distribution ou de transport local, conformément au livre 2 de la partie 6 ; et/ou
  3° en application de l'article 5.4 du code de réseau européen RfG, lorsque le gestionnaire du réseau de transport demande des données spécifiques aux propriétaires d'unités de production d'électricité raccordés aux réseaux publics de distribution ou de transport local; en application des articles 48 à 51 du code de la ligne directrice européenne SOGL, pour la communication des données relatives aux unités de production d'électricité raccordées au réseau public de distribution ou de transport local ; ainsi qu'en application de l'article 53 de la ligne directrice européenne SOGL, pour la communication des données relatives aux unités de consommation raccordées aux réseaux publics de distribution ou aux réseaux de transport local et qui sont associées à la participation active de la demande ;
  4° sans préjudice de l'accord conformément à l'article 40.7 de la ligne directrice européenne SOGL sur les processus efficaces, efficients et proportionnés pour la fourniture et la gestion des échanges de données entre eux, y compris, lorsque la gestion efficiente du réseau l'exige, la fourniture de données liées aux réseaux publics de distribution et aux réseaux de transport local et aux utilisateurs significatifs de réseau, ainsi que sur le format pour les échanges de données ; et/ou
  5° toute autre relation contractuelle avec ces utilisateurs du réseau public de distribution ou utilisateurs du réseau de transport local moyennant et après accord des gestionnaires de réseau public de distribution et/ou de transport local concerné.

  Titre 2. Relation avec les gestionnaires de réseau public de distribution.

  CHAPITRE 1er. Relation avec les gestionnaires de réseau public de distribution et de transport local.

  Art. 314. Le gestionnaire de réseau de transport, au cas où il assurerait la gestion et/ou l'exploitation d'un réseau de transport local, veille à éviter tout comportement discriminatoire vis-à-vis des gestionnaires de réseau public de distribution, notamment en ce qui concerne les données et informations dont il assure la collecte ou le traitement en tant que gestionnaire de réseau de transport.

  CHAPITRE 2. Organisation interne du gestionnaire du réseau de transport.

  Art. 315. Dans le cas visé à l'article 314, sans préjudice des dispositions y contenues, le gestionnaire de réseau de transport est habilité à prendre les mesures adéquates en ce que concerne sa structure de gestion technique et opérationnelle en vue d'assurer notamment la meuilleure efficacité des activités qu'il exerce.

  Titre 3. Concertation et convention de collaboration.

  Art. 316. Le gestionnaire de réseau de transport se concerte avec les gestionnaires de réseau public de distribution afin d'établir un contrat type de collaboration qui définit entre autres les droits, les obligations, les responsabilités ainsi que les procédures et modalités pratiques, concernant :
  1° la collaboration qui est nécessaire à l'exécution des tâches auxquelles ils sont légalement ou contractuellement tenus vis-à-vis des responsables d'équilibre, détenteurs d'accès et tout autre acteur de marché concerné ;
  2° tous les aspects des conditions et modalités de responsable d'équilibre et autres acteurs de marché visées par la ligne directrice européenne EBGL, qui peuvent avoir des conséquences directes ou indirectes vis-à-vis du gestionnaire de réseau de transport ou du gestionnaire de réseau public de distribution concerné ;
  3° tous les aspects pouvant avoir des conséquences directes ou indirectes sur la sécurité, la fiabilité et l'efficacité des réseaux concernés ou encore sur la sécurité des biens et des personnes, ainsi que l'accès et le raccordement des réseaux publics de distribution au réseau de transport, et en particulier concernant :
  a) le développement, l'entretien et l'exploitation de leurs réseaux respectifs ;
  b) la gestion technique des flux d'électricité à la hauteur du point d'interconnexion entre leurs réseaux respectifs ;
  c) la liste des données et informations qui seront échangées, notamment en application de l'article 317 et autres informations convenues ou visées par les codes de réseaux et lignes directrices européennes, les modalités pratiques d'échange (format, protocole, fréquences de rafraichissement et de mises à disposition,..) ainsi que les obligations de confidentialité par rapport à ces données et informations ;
  d) la liste des points d'interconnexion des réseaux publics de distribution au réseau de transport ainsi que la puissance que le gestionnaire de réseau de transport met à disposition du gestionnaire de réseau public de distribution concerné, conformément à l'article 318 ;
  e) les modalités de l'application des plans de défense du réseau et reconstitution ;
  f) les unités de production d'électricité, les parcs non-synchrone de générateurs ou les parcs non-synchrones de stockage installés dans les réseaux publics de distribution ;
  g) tous les aspects liés à la protection des réseaux (exigences techniques, paramètres de réglage à mettre en oeuvre, coordination des plans de protection,..) en conformité avec l`annexe 1, 1A et 1B et l'annexe 2, 2A et 2B ;
  4° tous les aspects pouvant avoir des conséquences directes ou indirectes sur la sécurité, la fiabilité et l'efficacité des réseaux concernés ou encore sur la sécurité des biens et des personnes, y compris les aspects concernant le raccordement et de l'accès des installations des utilisateurs de réseau aux réseaux publics de distribution, et en particulier concernant :
  a) les obligations des responsables d'équilibre par rapport à l'équilibre entre la demande et l'offre d'électricité dans la zone de réglage belge et les services auxiliaires que le gestionnaire du réseau contracte afin de maintenir et de restaurer l'équilibre du système ;
  b) la coordination du couplage au réseau et/ou de la mise en service des unités de production d'électricité raccordées sur leurs réseaux respectifs ;
  c) la coordination de la mise en service des unités de consommation raccordées sur leurs réseaux respectifs et qui fournissent des services de participation active de la demande aux gestionnaires de réseau compétents et/ou au gestionnaire de réseau de transport en sa qualité de gestionnaire de réseau de transport compétent ;
  d) l'accès et le raccordement des utilisateurs de réseau à leurs réseaux respectifs, y compris l'accès flexible.
  Le contrat type de collaboration est approuvé par les régulateurs compétents en application de l'article 4.

  Art. 317. Sans préjudice de l'article 313, le gestionnaire de réseau de transport établit la liste des données et informations dont il doit disposer de la part des gestionnaires de réseaux publics de distribution, y compris celles découlant de l'article 21 du code de réseau européen DCC, et qui sont indispensables pour assurer les missions visées à l'article 8 de la loi du 29 avril 1999. Il se concerte avec les gestionnaires de ces réseaux afin de convenir dans la convention de collaboration des modalités d'échange de ces données et informations.

  Livre 2. Raccordement au réseau. Titel 1er. Modalités de fonctionnement.

  Art. 318. Le contrat type de collaboration visé à l'article 316 définit les modalités de la commande, du monitoring et de l'entretien des installations de raccordement au réseau de transport.
  Les installations visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 2° et 3°, sont raccordées par le gestionnaire de réseau de transport au réseau de transport au travers de points d'interconnexion. La liste des points d'interconnexion est reprise dans la convention de collaboration.

  Titre 2. Nouveau raccordement et adaptation d'un raccordement existant.

  Art. 319. § 1er. Le gestionnaire de réseau de transport et les gestionnaires de réseau public de distribution conviennent, au moins une fois par an, d'une planification annuelle des nouveaux raccordements, ou de l'adaptation des raccordements existants.
  A cette fin, les gestionnaires de réseau public de distribution communiquent au gestionnaire de réseau de transport leurs nouvelles demandes de raccordement, leurs meilleures estimations des évolutions de puissance en prélèvement et en injection dans le réseau public de distribution, ainsi que les éventuelles adaptations de leurs réseaux afin, notamment, de satisfaire à l'évolution de leur clientèle.
  § 2. Le gestionnaire de réseau de transport est tenu, au plus tard dans les deux mois des demandes faites par les gestionnaires de réseau public de distribution, mais sous réserve de l'article 320, de communiquer les solutions visant au raccordement ou au renforcement du réseau de transport afin de satisfaire à ces demandes.
  Le gestionnaire de réseau de transport et les gestionnaires de réseau public de distribution collaborent activement afin de déterminer, la solution qui répond le mieux notamment aux contraintes techniques et qui est optimal sur le plan économique, principe également appelé optimum technico-économique global dont les modalités pratiques de mises en application sont précisées dans le contrat type de collaboration.

  Art. 320. Le gestionnaire de réseau de transport se concerte avec chaque gestionnaire de réseau public de distribution en vue de déterminer, dans la convention de collaboration, entre autres la puissance que le gestionnaire de réseau de transport met à disposition du gestionnaire de réseau public de distribution concerné à chaque point d'interconnexion entre leurs réseaux respectifs, et le cas échéant, l'évolution de cette puissance.

  Titre 3. Exigences techniques complémentaires pour les équipements d'échange d'information.

  Art. 321. Les exigences techniques complémentaires pour les équipements d'échange d'information sont reprises à l'article 77.

  Titre 4. Exigences techniques en matière de tension.

  Art. 322. § Sans préjudice des exigences techniques découlant de codes de réseau et lignes directrices européens, le gestionnaire de réseau de transport fournit au gestionnaire de réseau public de distribution, selon les modalités et conditions convenues dans la convention de collaboration, une tension au point d'interconnexion qui permet à ce gestionnaire de satisfaire à la norme de qualité EN 50160.
  Le gestionnaire de réseau de transport et les gestionnaires de réseau public de distribution se concertent afin de fixer un système adapté de surveillance de la qualité et de la fiabilité de l'approvisionnement.
  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 dans l'article 40.

  Titre 5. Exigences techniques complémentaires pour les nouvelles installations visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 2° et 3°.

  Art. 323. § 1er. Pour leurs installations visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 2° et 3°, considérées comme nouvelles conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 2 et 8, et sans préjudice du respect des exigences techniques générales exhaustives fixées dans les codes de réseaux et lignes directrices européens, le gestionnaire de réseau public de distribution respecte :
  1° les exigences techniques générales complémentaires fixées aux articles 324 à 332, et
  2° les exigences techniques générales et particulières complémentaires/additionnelles convenues, le cas échéant, dans la convention de collaboration entre le gestionnaire de réseau de transport avec le gestionnaire de réseau public de distribution, en application de ces codes de réseaux et lignes directrices européens.
  Conformément aux codes de réseaux européens DCC et RfG, et sans préjudice des spécifications à la partie 3 auxquelles les dispositions de la présente partie font le cas échéant référence, les articles 324 à 332 indiquent que l'exigence technique générale complémentaire découle d'une proposition d'exigence du gestionnaire de réseau de transport en sa capacité de gestionnaire du réseau de transport compétent.
  § 2. Sans préjudice des obligations du gestionnaire de réseau de transport en matière de contrôle de la conformité :
  1° des unités de production d'électricité de type B, C et D ;
  2° des installations visées à l'article 35, § 3, alinéa 1er, 2° et 3° ;
  3° des installations du réseau de transport local qui sont raccordées au réseau de transport et des réseaux de transport local ;
  4° des unités de consommation raccordées aux réseaux publics de distribution et qui sont associées à la participation active de la demande pour le gestionnaire de réseau de transport,
  avec les exigences techniques qui sont imposées pour ces installations en vertu des codes de réseau européens RfG ou DCC, le gestionnaire de réseau de transport convient avec le gestionnaire de réseau public de distribution, dans la convention de collaboration, des modalités d'exercice du contrôle de conformité conjoint prévu par l'article 35 du code de réseau européen DCC.

  CHAPITRE 1er. Exigences techniques complémentaires en matière de puissance réactive.

  Art. 324. Conformément à l'article 15.1, b) et c), du code de réseau européen DCC, les réseaux publics de distribution raccordés au réseau de transport doivent disposer, 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 de réseau de transport, en sa qualité de gestionnaire de 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 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 et 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 la convention de collaboration.
  Ces capacités doivent être démontrées par le gestionnaire de réseau public de distribution au gestionnaire de réseau de transport en sa capacité de gestionnaire de réseau de transport compétent pour la zone de réglage pour un nombre limité de scénarios de référence prédéfinis et décrits dans la convention de collaboration 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 de réseau de transport en sa qualité de gestionnaire de réseau de transport compétent pour la zone de réglage et le gestionnaire de réseau public de distribution, conformément à l'article . 15.1, 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, 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 de réseau de transport en sa qualité de gestionnaire de réseau de transport compétent pour la zone de réglage et le gestionnaire de réseau public de distribution 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 la convention de collaboration.

  Art. 325. Toute exigence, par le gestionnaire de 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 15.2 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 de 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.

  CHAPITRE 2. Exigences techniques complémentaires en matière fréquence.

  Art. 326. En application de l'article 12.2 du code de réseau européen DCC, lorsque le gestionnaire de réseau de transport convient en sa qualité de gestionnaire de 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.

  CHAPITRE 3. Modalités et réglages de la déconnexion automatique.

  Art. 327. En application de l'article 13.6 du code de réseau européen DCC, les modalités et réglages de la déconnexion automatique d'une installation visée à l'article 35, § 3,alinéa 1er, 2° et 3°, sont convenus dans la convention de collaboration.

  CHAPITRE 4. Exigences techniques complémentaires relatives à la tension au point d'interconnexion.

  Art. 328. Conformément à l'article 13.7 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, alinéa 1er, 2° et 3°, doivent être capables de rester connectées, sont les suivantes :
  
  

  
Plage de tension Durée Spanningsbereik Duur
0.90 pu - 1.118 pu Illimitée 0.90 pu - 1.118 pu Onbeperkt

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 les annexes 1A et 1B.

  CHAPITRE 5. Exigences techniques complémentaires en matière de court-circuit.

  Art. 329. Les exigences techniques complémentaires en matière de court-circuit sont définies à l'article 75.

  CHAPITRE 6. Exigences techniques complémentaires en matière de déconnexion automatique en fréquence basse.

  Art. 330. Conformément à l'article 19.1 du code de réseau européen DCC, les critères de déconnexion automatiques sont définis dans la convention de collaboration, 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.

  CHAPITRE 7. Exigences techniques complémentaires en matière de blocage des régleurs en charge de transformateur.

  Art. 331. Conformément à l'article 19.3 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.

  CHAPITRE 8. Exigences techniques complémentaires en matière de reconnexion des réseaux publics de distribution.

  Art. 332. Conformément à l'article 19.4 du code de réseau européen DCC, et sans préjudice de 78, tous les réseaux publics de distribution 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 de réseau de transport compétent pour la zone de réglage, le gestionnaire de réseau de transport spécifie dans la convention de collaboration les conditions dans lesquelles un réseau public de distribution raccordé à un réseau de transport sont autorisés 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°, doivent pouvoir être déconnectées du réseau de transport à distance lorsque le gestionnaire de réseau de transport le prévoit dans la convention de collaboration, dans sa capacité de gestionnaire de réseau de transport compétent pour la zone de réglage. Dans ce cas, la déconnexion doit être effective dans les dix minutes, sauf autre délai prévu dans la phase de design d'une interconnexion particulière.

  Livre 3. Accès au réseau.

  Titre 1er. Services auxiliaires et codes de sauvegarde.

  Art. 333. Le contrat type de collaboration fixe les modalités d'interaction des différents services auxiliaires, et spécialement les scénarios de sauvegarde et de coupure d'alimentation.

  Titre 2. Travaux et entretien des réseaux.

  Art. 334. Le gestionnaire de réseau de transport et les gestionnaires de réseau public de distribution fixent en concertation, selon les modalités prévues dans le contrat type de collaboration, les plannings et modalités des travaux et entretiens de leur réseau respectif afin de continuer à assurer la sécurité, la fiabilité et l'efficacité de leurs réseaux.

  Titre 3. Unités de production d'électricité connectées aux réseaux publics de distribution.

  Art. 335. Lorsque cela s'avère approprié, le gestionnaire de réseau de transport et les gestionnaires de réseau public de distribution concernés établissent dans le contrat type de collaboration les modalités spécifiques applicables à l'appel des unités de production d'électricité connectées aux réseaux publics de distribution.
  Ces modalités peuvent notamment porter sur la coordination de l'appel des installations de production d'électricité connectées à ces réseaux, la gestion des congestions et la priorité accordée aux unités de production d'électricité de types A et B qui utilisent des sources d'énergie renouvelables et aux unités de production combinée de chaleur et d'électricité de types A et B. Cette priorité est accordée dans la mesure où elle est prévue par la législation applicable.

  Livre 4. Relations dans le cadre de la gestion du marché de l'énergie et de la facturation.

  Art. 336. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport notifie la suspension du statut de responsable d'équilibre ou la résiliation de la convention de responsable d'équilibre conformément aux modalités des articles 214 à 222, le gestionnaire de réseau de transport en informe immédiatement le ou les gestionnaires de réseau public de distribution concernés qui prend toute les dispositions nécessaires pour informer les détenteurs d'accès concernés.

  Art. 337. Le contrat type de collaboration fixe des dispositions et des modalités d'échange des mesures et comptages.
  Le gestionnaire de réseau de transport se concerte avec les gestionnaires de réseau public de distribution pour recevoir les données relatives à l'énergie échangée sur une base quart-horaire de chaque responsable d'équilibre, et le cas échéant de ces gestionnaires de réseau public de distribution et de chaque fournisseur de service d'équilibre, pour entre autres facturer le déséquilibre de chaque responsable d'équilibre dans la zone de réglage conformément au tarif déterminé conformément à l'article 12 de la loi du 29 avril 1999 et à la méthodologie tarifaire et, le cas échéant, permettre les facturations en relation avec le transfert d'énergie en tenant compte des règles établies par la commission en la matière.

  Art. 338. Afin d'évaluer au mieux notamment les flux, les pertes et la qualité de la tension, des équipements de mesure bidirectionnels et des enregistreurs de qualité sont mis en place, en concertation avec les gestionnaires de réseau public de distribution concernés. Le contrat type de collaboration fixe les modalités pratiques y afférentes.

  Partie 9. Règles applicables aux gestionnaires des CDS, raccordés au réseau de transport et à leurs relations avec le gestionnaire de réseau de transport.

  Livre 1er. Règles générales et relations entre le gestionnaire de réseau de transport et les gestionnaires de CDS, raccordés au réseau de transport.

  Art. 339. La présente partie concerne les CDS raccordés à ou à raccorder au réseau de transport.
  La présente partie s'applique également au gestionnaire du réseau de traction ferroviaire et à l'ensemble de son réseau de traction ferroviaire, sauf dispositions contraires ou incompatibles découlant de loi du 30 août 2013 portant le Code ferroviaire.
  Pour avoir droit au raccordement au réseau de transport et à l'accès à celui-ci, les gestionnaires de CDS respectent les dispositions de la présente partie, sans préjudice de l'application des dispositions des autres parties en leur qualité d'utilisateurs du réseau de transport, pour autant que ces règles ne soient pas incompatibles avec celles de la présente livre.

  Art. 340. § 1er. Les gestionnaires d'un CDS disposent d'un contrat de raccordement et d'un contrat d'accès avec le gestionnaire de réseau de transport, au sens des articles 169 et 191, pour fixer les règles opérationnelles relatives à son/ses point(s) de raccordement et à son/ses point(s) d'accès avec le réseau de transport.
  Le contrat de raccordement avec le gestionnaire du réseau de traction ferroviaire comprend tous les raccordements du réseau de traction ferroviaire au réseau de transport. Le gestionnaire de réseau de transport et le gestionnaire du réseau de traction ferroviaire coopèrent activement pour déterminer la solution de raccordement du réseau de traction ferroviaire la mieux adaptée aux exigences techniques et économiquement optimale. Ce principe est également appelé l'optimum techno-économique global. A cette fin, le gestionnaire de réseau de transport organise une réunion annuelle avec les autres gestionnaires de réseau concernés.
  § 2. Les mécanismes opérationnels organisant la participation au marché de l'électricité par les utilisateurs des CDS, et fixant les droits et obligations à cet égard respectivement des gestionnaires de CDS et du gestionnaire du réseau de transport, sont précisées dans le contrat d'accès en application du livre 3 de la partie 9.
  Les gestionnaires de CDS sont consultés par le gestionnaire du réseau de transport lors de toute modification du contrat d'accès relative à ces mécanismes opérationnels organisant la participation au marché de l'électricité par les utilisateurs de CDS.
  § 3. Le gestionnaire du CDS organise avec le gestionnaire de réseau de transport, le cas échéant matérialisé au moyen d'une convention :
  1° en cas de besoin, les droits et obligations respectifs du gestionnaire du CDS, et du gestionnaire de réseau de transport, à propos d'échanges de données pour la participation au marché par les utilisateurs du CDS dans le cadre de services auxiliaires ou de la réserve stratégique organisée par la loi du 29 avril 1999 ;
  2° les accords relatifs à la coordination des mesures à prendre au cours d'incidents, lorsque le réseau est dans un état visé au titre 1er du livre 5 de la partie 1re ou de problèmes opérationnels, en application du titre 2 du livre 5 de la partie 1re, du chapitre 3 du titre 1er du livre 3 de la partie 6ainsi que le livre 4 de la partie 6 ou des dispositions de la législation applicable ;
  3° sans préjudice des dispositions découlant de la ligne directrice européenne SOGL relatives aux échanges de données, la fréquence, la forme et le contenu des données de planification, en ce compris les données relatives aux unités de production d'électricité, parcs non synchrone de générateurs ou parcs non-synchrones de générateurs de stockage installés dans les CDS, à communiquer par le gestionnaire du CDS, au gestionnaire de réseau de transport, outre celles prévues à la partie 2, afin qu'il puisse respecter ses obligations d'établir un plan de développement conformément à l'article 13 de la loi du 29 avril 1999.

  Art. 341. Le gestionnaire de 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 de participation active de la demande ou participent à la réserve stratégique organisée par la loi du 29 avril 1999 ; et/ou
  2° en application de certaines obligations opérationnelles qui découlent de la ligne directrice européenne SOGL liées à la nature des installations des utilisateurs du CDS, conformément au livre 2 de la partie 6; et/ou
  3° en application de l'article 5.4 du code de réseau européen RfG, lorsque le gestionnaire de réseau de transport demande des données spécifiques aux propriétaires d'unités de production d'électricité situées dans le CDS ; en application des articles 48 à 51 du ligne directrice européenne SOGL, pour la communication des données relatives aux unités de production d'électricité situées dans le CDS ; ainsi qu'en application de l'article 53 du ligne directrice européenne SOGL, pour la communication des données relatives aux installations de consommation situées dans le CDS qui sont associées à la participation active de la demande ; et/ou
  4° conformément à d'autres accords découlant de la législation applicable ou contractuels.

  Livre 2. Règles relatives à la participation au marché de l'électricité par les utilisateurs de CDS et à l'équilibre des responsables d'équilibre actifs dans les CDS.

  Titre 1er. Désignation d'un fournisseur et d'un responsable d'équilibre correspondant.

  Art. 342. § 1er. Tant qu'aucun des utilisateurs d'un CDS n'a exercé son éligibilité telle que visée à l'article 18bis, § 2, alnéa 1er, b), de la loi du 29 avril 1999 ou fournit des services conformément à l'article 340, § 3, le gestionnaire du CDS désigne un détenteur d'accès au niveau de son point d'accès au réseau de transport conformément aux modalités décrites au titre 2 du livre 1er de la partie 4.
  La désignation par ce détenteur d'accès d'un ou plusieurs responsable(s) d'équilibre pour ce point d'accès et l'allocation d'énergie dans le périmètre de ce(s) responsable(s) d'équilibre pour ce point d'accès suit les dispositions du livre 3 de la partie 5
  § 2. Le présent livre décrit les modalités qui sont d'application dès qu'un utilisateur du CDS exerce son éligibilité telle que visée à l'article 18bis, § 2, alinéa 1er, b), de la loi du 29 avril 1999 ou fournit des services conformément à l'article 340, § 3.
  § 3. Les gestionnaires de CDS sont responsables de la mise en place et de la tenue d'un registre comportant toutes les informations utiles relativement à :
  1° l'échange de données pour la participation au marché, en particulier pour permettre l'exercice effectif de l'éligibilité des utilisateurs du CDS, avec les fournisseurs désignés et actifs dans le CDS, ainsi qu'avec les responsables d'équilibre ; et
  2° l'échange de données visé aux articles 349, § 1er, 350 et 351, avec le gestionnaire de réseau de transport ; et
  3° la fourniture de services auxiliaires ou la fourniture de la réserve stratégique organisée par la loi du 29 avril 1999, éventuellement par le biais de tiers.

  Art. 343. Le gestionnaire de CDS doit, lorsqu'un utilisateur de CDS, exerce son éligibilité ou fournit des services au sens de l'article 340, § 3, devenir son propre détenteur d'accès pour son ou ses points d'accès avec le réseau de transport, par exception à l'article 192.

  Art. 344. § 1er. Le choix d'un fournisseur effectué pour un ou plusieurs points d'accès au marché, le prélèvement et/ou l'injection de puissance active de l'utilisateur du CDS est alloué(e), pour chacun de ses point d'accès au marché, au(x) responsable(s) d'équilibre désigné(s) par l'utilisateur du CDS.
  § 2. Le gestionnaire de réseau de transport veille à ce que ce(s) responsable(s) d'équilibre est/sont inscrit(s) au registre des responsables d'équilibre en application des articles 214 à 222 inclus.
  Le suivi du prélèvement et/ou de l'injection de puissance active pour chaque point d'accès au marché peut être assuré par un ou plusieurs responsables d'équilibre en charge d'assurer le suivi du prélèvement et de l'injection en ces points d'accès au marché. Le gestionnaire du CDS peut appliquer, mutatis mutandis et sans préjudice de l'article 346, les règles décrites aux articles 205 à 209 aux points d'accès au marché en ce qui concerne :
  1° les configurations possibles permettant la désignation de plusieurs responsables de l'équilibre par point d'accès au marché, et la manière dont la puissance active est allouée aux responsables d'équilibre concernés ; et
  2° la notification de la désignation d'un responsable d'équilibre par point d'accès au marché.

  Art. 345. § 1er. Tout gestionnaire du CDS, désigne le responsable d'équilibre qui sera chargé des énergies non allouées dans son CDS, auprès du gestionnaire de réseau de transport, selon la procédure décrite dans son contrat d'accès en application du paragraphe 3. Cette procédure respecte les principes décrits à l'article 204, § 1er.
  § 2. Les gestionnaires de CDS mettent en place, en collaboration avec le gestionnaire de réseau de transport, les mécanismes opérationnels permettant :
  1° aux utilisateurs de son CDS d'exercer leur éligibilité auprès d'un fournisseur de leur choix ; et
  2° aux responsables d'équilibre chargés du prélèvement et de l'injection aux points d'accès au marché des utilisateurs du CDS d'assurer le suivi de ces points d'accès au marché, dès le moment où au minimum un des utilisateurs du CDS a exercé son éligibilité ; et
  3° aux utilisateurs de son CDS d'offrir des services auxiliaires et de participation active de la demande au gestionnaire de réseau de transport, ou de participer à la réserve stratégique organisée par la loi du 29 avril 1999.
  § 3. Les mécanismes opérationnels listés au paragraphe 1er sont décrits dans le contrat d'accès que le gestionnaire de CDS conclut avec le gestionnaire de réseau de transport. Ils portent au minimum sur :
  1° le processus opérationnel d'allocation de l'ensemble de la puissance active prélevée ou injectée par le CDS sur/dans le réseau de transport; et
  2° la désignation par le gestionnaire du CDS du responsable d'équilibre chargé des énergies non allouées dans ce CDS ; et
  3° les principes relatifs aux échanges de données entre le gestionnaire de CDS, et le gestionnaire de réseau de transport ; et
  4° la transposition par le gestionnaire de CDS des obligations qui découlent de son contrat d'accès avec le gestionnaire de réseau de transport, vers les utilisateurs du CDS.

  Art. 346. Dans le cas où, après avoir exercé son éligibilité, un utilisateur du CDS ne dispose plus d'un responsable d'équilibre chargé du suivi du prélèvement et/ou de l'injection de puissance active au niveau de son point d'accès au marché, pour quelque raison que ce soit, ce prélèvement et/ou cette injection de puissance active est alloué(e) au responsable d'équilibre désigné par le gestionnaire de CDS pour prendre en charge les énergies non allouées dans son CDS, auprès du gestionnaire de réseau de transport, en application de l'article 345, § 1er.

  Art. 347. Toutes nominations relative aux injections et/ou prélèvements en rapport avec un CDS raccordé au réseau de transport, à effectuer par les responsables d'équilibre chargés du prélèvement et de l'injection des utilisateurs du CDS, est réalisée auprès du gestionnaire de réseau de transport. Le degré de granularité requis pour les nominations relatives aux injections et/ou prélèvements est précisé par le gestionnaire de réseau de transport aux responsables d'équilibre, dans leur contrat d'équilibre.

  Titre 2. Processus d'allocation de l'énergie entre responsables d'équilibre actifs dans un CDS - Communication aux acteurs de marché et au gestionnaire du réseau de transport.

  Art. 348. Le gestionnaire de réseau de transport n'intervient pas dans le processus d'allocation de l'énergie entre responsables d'équilibre actifs au sein des CDS.
  Chaque gestionnaire du CDS, est seul responsable de la qualité de l'allocation de l'ensemble de l'énergie prélevée ou injectée par son CDS depuis/vers le réseau de transport auquel il est raccordé, entre les responsables d'équilibre actifs dans ce CDS, au sens de l'article 344. Pour ce faire, il se base notamment sur les données de comptage du prélèvement et/ou de l'injection de puissance active dans son CDS, ainsi que sur les contrats conclus par les utilisateurs de son CDS.
  Cette allocation d'énergie, entre les différents responsables d'équilibre actifs dans ce CDS, couvre l'ensemble des valeurs quart-horaires journalières des données de comptage du prélèvement et/ou de l'injection de puissance active dans le CDS et le solde des injections et/ou des prélèvements du CDS, où l'allocation par rapport aux comptages principaux du gestionnaire de réseau de transport doit être fermée, l'allocation fermée.
  Cette allocation couvre le total de la puissance active prélevée/injectée par le CDS depuis/vers le réseau de transport auquel il est raccordé. Les énergies non allouées ou non allouables lors du processus d'allocation sont attribuées par le gestionnaire de CDS au responsable d'équilibre chargé du suivi des énergies non allouées dans ce CDS, désigné en application de l'article 345.

  Art. 349. § 1er. Chaque gestionnaire du CDS est responsable de la mise à disposition du gestionnaire de réseau de transport des résultats de l'allocation visée à l'article 348, en temps utile, en temps utile signifiant que les délais du fonctionnement du marché doivent être respectés afin de pouvoir faciliter le marché, et suivant les modalités et procédures définies dans le contrat d'accès ou dans toute autre convention qu'il a conclu avec le gestionnaire de réseau de transport. Ces dispositions précisent notamment la périodicité de cette mise à disposition, le protocole de communication et la qualité des données échangées ou mises à disposition.
  Dans le cas où le gestionnaire de réseau de transport constate des divergences entre les résultats de l'allocation fournie par le gestionnaire de CDS et les prélèvements et/ou injections mesurées au niveau du point d'accès au réseau de transport, le gestionnaire de réseau de transport en informe au plus vite le gestionnaire de CDS et collabore avec lui pour identifier au plus vite l'origine de cette divergence et son importance.
  Si cette divergence avec les volumes alloués ne peut être attribuée immédiatement à un ou plusieurs responsables d'équilibre actifs au sein du CDS, cette énergie est attribuée au responsable d'équilibre chargé des énergies non allouées dans ce CDS, en application de l'article 345.
  § 2. Le gestionnaire de CDS est responsable, en collaboration avec le gestionnaire de réseau de transport, de la mise à disposition de l'allocation, visée à l'article 348, aux acteurs de marché concernés, en particulier les fournisseurs et les responsables d'équilibre, en temps utile et, éventuellement, par différents canaux, à condition que ces derniers ne créent pas de restrictions de marché.
  Le gestionnaire de CDS et le gestionnaire de réseau de transport déterminent les modalités, les canaux et les protocoles de mise à disposition des données.
  § 3. Le gestionnaire de CDS met les données d'allocation corrigées à disposition du gestionnaire de réseau de transport et de tous les acteurs du marché concernés, au plus vite et si possible avant l'envoi des allocations du mois suivant.

  Art. 350. Lorsque, en application de l'article 342, des utilisateurs du CDS participent à la fourniture de services auxiliaires ou de la réserve stratégique organisée par la loi du 29 avril 1999, ils doivent en informer préalablement leur gestionnaire de CDS.
  Les gestionnaires de CDS doivent conclure, préalablement à la fourniture du service au gestionnaire du réseau de transport, une convention avec le gestionnaire de réseau de transport organisant les modalités des échanges de données requis pour la réalisation effective de ce service, en particulier les données de comptage nécessaires à la vérification de la fourniture du service au gestionnaire de réseau de transport.
  Le gestionnaire de CDS et le gestionnaire de réseau de transport déterminent les modalités, les canaux et les protocoles de mise à disposition des données, en temps utile et, éventuellement, par différents canaux, à condition que ces derniers ne créent pas de restrictions de marché.
  Pour réaliser ces échanges de données, les gestionnaires de CDS doivent disposer d'un registre comportant les données nécessaires à cette information.
  Indépendamment de cet échange de données entre le gestionnaire de CDS et le gestionnaire du réseau de transport, le tiers avec lequel les utilisateurs du CDS concluent une telle convention de fourniture du ou des services, est responsable pour la bonne exécution de ces services envers le gestionnaire du réseau de transport, le gestionnaire du CDS, et/ou tout autre tiers bénéficiaire de ces services.

  Livre 3. Mesures et comptages.

  Art. 351. § 1er. Le gestionnaire du CDS gère, de façon totalement indépendante, le comptage de l'ensemble des points d'accès CDS et points d'accès au marché situés au sein du CDS. Il dispose à cet effet des équipements de mesure suffisants pour pouvoir déterminer les volumes quart-horaire de l'ensemble des prélèvements et/ou des injections de puissance active dans le CDS.
  § 2. Le gestionnaire de CDS met les données de mesure relatives aux points d'accès au marché dans son CDS, par période élémentaire et pour chaque mois à disposition des fournisseurs et responsables d'équilibre concernés par ces points d'accès au marché et/ou par les prélèvements et/ou injections du CDS, en temps utile et, éventuellement, par différents canaux, par exemple indirectement via l'utilisateur du CDS, à condition que ces derniers ne créent pas de restrictions de marché. Le gestionnaire de CDS et le gestionnaire de réseau de transport déterminent les modalités, les canaux et les protocoles de mise à disposition des données.
  § 3. Lorsque le gestionnaire de réseau de transport est propriétaire des équipements de mesure situés au sein du CDS, l'ensemble des règles décrites à la partie 7 sont applicables au gestionnaire de CDS concernant ces équipements de mesure.
  Le point de raccordement avec le réseau de transport est équipé d'équipements de mesure disposant d'un enregistrement des prélèvements et des injections par période élémentaire.

  Art. 352. § 1er. Les équipements de mesure qui concernent un point d'accès au sein du CDS doivent satisfaire aux exigences de précision minimales imposées au gestionnaire de réseau de transport dans la partie 7, dès que l'utilisateur du CDS concerné par ce point d'accès dans le CDS a fait le choix d'un fournisseur, conformément à la loi du 29 avril 1999.
  § 2. Les unités de production d'électricité de types B, C et D situées dans le CDS doivent disposer d'équipements de mesure. Pour les unités de production d'électricité, ces équipements de mesures doivent permettre de communiquer au gestionnaire de réseau de transport les informations visées aux articles 48 à 50 de la ligne directrice européenne SOGL, ainsi que précisé à l'article 351.
  § 3. Le gestionnaire de réseau de transport peut imposer, pour les équipements de mesures au sein du CDS utilisés par un ou plusieurs utilisateurs du CDS, le cas échéant par l'intermédiaire d'un tiers, en vue de la fourniture de services auxiliaires ou de la fourniture de réserve stratégique organisée par la loi du 29 avril 1999, au gestionnaire de réseau de transport, que ces équipements de mesures soient les mêmes que ceux utilisés pour déterminer le règlement financier de l'énergie prélevée ou injectée par les différents utilisateurs du CDS.
  Lorsque d'autres équipements de mesure dans le CDS sont utilisés que ceux qui sont utilisés pour le règlement financier de l'énergie, ils doivent se conformer aux règles décrites à l'article 302 et aux règles applicables aux utilisateurs du réseau de transport.

  Art. 353. § 1er. Le gestionnaire de CDS est responsable de la validation des données de mesures des équipements de mesure visés à l'article 267, § 2.
  § 2. Toute perturbation et/ou faute pertinente dans les mesures ou dans le transfert des données de mesure relatives à un ou plusieurs points d'accès au sein du CDS, utilisé(s) par un ou plusieurs utilisateurs du CDS pour la fourniture de services auxiliaires au gestionnaire de réseau de transport ou pour la fourniture de réserve stratégique régie par la loi du 29 avril 1999, est corrigée par le gestionnaire de CDS de manière raisonnable sur base des données auxquelles il a raisonnablement accès.
  Le gestionnaire de CDS veille à ce que toute perturbation et/ou faute dans les mesures ou dans le transfert des données de mesure, soit réglée dans un délai raisonnable sans porter préjudice aux activités de marché.
  § 3. Le gestionnaire de CDS corrige les données de mesure mentionnées à l'article 267, § 2, afin de tenir compte des pertes et de toute autre erreur induite par la non coïncidence d'un point de mesure avec le point de raccordement au CDS.
  L'ensemble des pertes et erreurs en question est appelé "déviation systématique". Le gestionnaire de réseau de transport détermine la méthode de calcul de la déviation systématique qui se base notamment et le cas échéant soit :
  1° sur un calcul tenant compte des caractéristiques des installations entre le point de mesure et le point de raccordement au CDS ;
  2° sur les résultats de contrôles réalisés sur les installations concernées.
  § 4. La méthode de calcul visée au paragraphe 3 est précisée dans le contrat de raccordement.
  § 5. Le présent article est applicable au gestionnaire de réseau de transport conformément à l'article 351, § 3.

  Partie 10. Enregistrement des données.

  Livre 1er. Généralités.

  Art. 354. Le tableau en annexe 3 contient une liste des données qui doivent être fournies par l'utilisateur du réseau, à ses frais, au gestionnaire de réseau de transport conformément au présent arrêté.
  Le gestionnaire de réseau de transport peut à tout moment demander à l'utilisateur du réseau des données complémentaires qu'il juge nécessaires pour mener à bien ses tâches.
  Si l'utilisateur du réseau est d'avis que certaines données ne lui sont pas applicables, il peut omettre ces données sans préjudice de la décision du gestionnaire du réseau. L'omission doit être motivée et notifiée au gestionnaire du réseau.

  Art. 355. La première colonne du tableau repris à l'annexe 3 distingue deux types de raccordements : les raccordements d'unités de production d'électricité (" Pr ") et les raccordements d'installations de consommation (" Ch "), lesquelles peuvent également être désignées par charge dans l'annexe 3, pour les besoins de l'annexe 3.
  Le gestionnaire de réseau de transport peut demander, à tout moment, tout ou une partie des données ou informations techniques de type " Pr " (raccordements d'unités de production d'électricité) pour le raccordement d'une installation de consommation alimentée en tout ou partie par une production d'électricité locale.
  Le gestionnaire de réseau de transport peut demander, à tout moment, tout ou une partie des données ou informations techniques de type " Ch " (raccordements d'installations de consommation) pour le raccordement d'une unité de production d'électricité qui alimente tout ou partie d'une installation de consommation.

  Art. 356. La deuxième colonne du tableau repris à l'annexe 3 est intitulée " Phase " et désigne la partie concernée du présent arrêté et, le cas échéant, la phase d'une procédure. Les sigles " I " et " R " correspondent respectivement aux phases " Demande d'étude d'orientation " et " Demande de raccordement " visées à la partie 3; le sigle " P " est relatif à la planification visée à la partie 2.

  Art. 357. La troisième colonne du tableau repris à l'annexe 3 est intitulée " Définition " et décrit les données ou les informations techniques pour le type de raccordement et la phase correspondants. Lorsqu'un signe (*) figure dans cette colonne, il indique que la donnée correspondante peut être omise à condition de spécifier la marque et le type des équipements auxquels elle s'applique.

  Art. 358. La quatrième colonne du tableau repris à l'annexe 3 est intitulée " Sigle " et donne la représentation symbolique de la donnée ou de l'information.

  Art. 359. La cinquième colonne du tableau repris à l'annexe 3 est intitulée " Unité " et donne l'unité de la mesure.

  Art. 360. La sixième colonne du tableau repris à l'annexe 3 est intitulée " Période " et établit le nombre d'années de validité pour lesquelles la donnée ou l'information est transmise au gestionnaire du réseau.

  Art. 361. En cas de divergence entre la description d'une donnée ou d'une information communiquée dans le tableau repris à l'annexe 3 et une autre description dans une autre partie du présent arrête, la description donnée dans l'autre partie prévaut.

  Art. 362. Les données de planification au Titre II sont celles identifiées à l'annexe 3 par le signe " P " dans la colonne " Phase " et à propos desquelles, dans la colonne " Type de raccordement ", le signe " Ch " ou " Pr " est utilisé selon que le raccordement concerne respectivement une installation de consommation ou une unité de production d'électricité.

  Art. 363. Les données de planification en cas de mise en service ou de déclassement d'unité de production d'électricité dont il est question à l'article 32 sont celles identifiées à l'annexe 3 par le signe " R " dans la colonne " Phase " et, à propos desquelles, dans la colonne " Type de raccordement ", le signe " Ch " ou " Pr " est utilisé selon que le raccordement concerne respectivement une installation de consommation ou une unité de production d'électricité.

  Art. 364. Les données ou informations techniques générales dont il est question dans la demande d'étude d'orientation pour un raccordement au réseau sont celles identifiées à l'annexe 3 par le signe " I " dans la colonne " Phase " et, à propos desquelles, dans la colonne " Type de raccordement ", le signe " Ch " ou " Pr " est utilisé selon que le raccordement concerne respectivement une installation de consommation ou une unité de production d'électricité.

  Art. 365. Les données ou informations techniques détaillées dont il est question dans la demande de raccordement sont celles identifiées à l'annexe 3 par le signe " R " dans la colonne " Phase " et, à propos desquelles, dans la colonne " Type de raccordement ", le signe " Ch " ou " Pr " est utilisé selon que le raccordement concerne respectivement une installation de consommation ou une unité de production d'électricité.

  Livre 2. Principes d'établissement des schémas électriques.

  Art. 366. 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 de 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. 367. § 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.

  Partie 11. Dispositions finales.

  Livre 1er. Dispositions pénales.

  Art. 368. Le non-respect des dispositions du livre 3 de la partie 1re, ainsi que des articles 48 et 183 du présent arrêté relatifs à la communication des informations au gestionnaire de réseau de transport est sanctionné par une peine d'emprisonnement de huit jours et une amende de cinquante à vingt mille euros 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 réseau, conformément aux dispositions des titres 3 et 4 du livre 4 de la partie 1re 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 cinquante à vingt mille euros ou d'une de ces peines seulement.

  Livre 2. Dialogue permanent avec les opérateurs du marché.

  Art. 369. Le gestionnaire de réseau de transport organise un dialogue permanent avec les différentes catégories d'utilisateurs de réseau 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 ou au fonctionnement du marché de l'électricité.
  Pour ce faire, il veille notamment à mettre en place des groupes de travail spécifiques, à y inviter les utilisateurs de réseau et acteurs de marché concernés, ou leurs représentants, et à communiquer au ministre et/ou à la commission les observations ou recommandations formelles qui en émanent.
  Ces recommandations sont publiées sur le site web du gestionnaire de 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 de réseau de transport.

  Art. 370. Le ministre peut demander au gestionnaire de réseau de transport, en concertation avec celui-ci et/ou la commission, de porter un ou plusieurs points à l'attention de la plateforme de dialogue.
  Le ministre désigne un représentant de la Direction générale de l'Energie pour participer à ces groupes de travail. La commission est invitée par le gestionnaire de réseau de transport en tant qu'observatrice aux réunions de ces groupes de travail.

  Livre 3. Disposition abrogatoire

  Art. 371. 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, modifié en dernier lieu par l'arrêté royal du 12 décembre 2018, est abrogé.

  Livre 4. Dispositions transitoires

  Titre 1er. Contrats et mise en conformité de ceux-ci.

  Art. 372. Sous réserve des lignes directrices et des codes de réseau européens, les conditions générales des contrats de raccordement, de responsable d'accès et d'accès, et tout autre document, approuvés par la commission avant l'entrée en vigueur du présent arrêté en application 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 et de la loi du 29 avril 1999, ainsi que toutes les modifications qui y ont été apportées, restent applicables jusqu'à la date d'entrée en vigueur du contrat type correspondant visé à l'article 4, § 1er, du présent arrêté, telle que déterminée conformément à l'article 4, § 4, du présent arrêté.

  Art. 373. § 1er. Lorsqu'un utilisateur du réseau de transport n'a pas conclu de contrat conforme au contrat type correspondant approuvé par la commission en application de l'article 4 du présent arrêté, ou, si ce contrat-type celui-ci n'est pas encore aaprouvé, conforme aux conditions générales des contrats de raccordement, d'accès, de responsable d'accès ou à tout autre document approuvés par la commission avant l'entrée en vigueur du présent arrêté en application 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 et de la loi du 29 avril 1999, ainsi qu'à toutes les modifications qui y ont été apportées, le gestionnaire de réseau de transport soumet à la signature de l'utilisateur de réseau de transport, après concertation avec celui-ci, un projet de contrat, en tenant dûment compte de tout accord individuel existant; l'utilisateur de réseau de transport le signe dans un délai de 12 mois à compter de la sa réception, sans préjudice d'un recours auprès de la Chambre des litiges de la commission en application de l'article 29 de la loi du 29 avril 1999.
  § 2. En outre, Il appartient à chaque utilisateur du réseau de transport qui n'a pas conclu un contrat de raccordement conforme au contrat type de raccordement approuvé par la commission en application de l'article 4 du présent arrêté, ou, si ce contrat type n'est pas encore approuvé, conforme aux conditions générales des contrats de raccordement approuvées par la commission avant l'entrée en vigueur du présent arrêté en application 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 et de la loi du 29 avril 1999, de prendre toutes les dispositions nécessaires pour:
  1° s'assurer que ses installations considérées comme existantes conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, sont conformes aux exigences techniques visées aux Titres 1er à 3 du Livre 1er de la Partie 3 ;
  2° s'assurer que ses installations considérées comme existantes conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, ne portent pas ou ne pourraient pas porter préjudice au réseau, au gestionnaire du réseau ou à un autre utilisateur du réseau ou à toute autre personne ;
  3° contacter le gestionnaire du réseau en vue d'obtenir toute information utile et d'entamer une concertation en vue de la signature d'un contrat de raccotdement conforme ;
  4° établir l'état des lieux de ses installations visées aux 1° et 2°, des mesures envisagées en vue de remédier éventuellement à leur non conformité et délais indicatifs.
  Si le gestionnaire du réseau n'a pas reçu l'état des lieux et les mesures dans un délai raisonnable, le gestionnaire du réseau contacte d'initiative l'utilisateur du réseau concerné et l'invite à transmettre ces éléments à bref délai.
  Le cas échéant, il est fait application de l'article 374.

  Titre 2. Utilisation d'une installation de raccordement et/ou d'une installation d'un utilisateur du réseau de transport considérée comme existante conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, et mise en conformité.

  Art. 374. § 1er. Une installation de raccordement considérée comme existante conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, et/ou une installation d'un utilisateur du réseau de transport considérée comme existante conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, qui n'est pas conforme aux exigences techniques visées aux titres 1er à 3 du livres 1er de la partie 3, peut être utilisée dans l'état dans lequel elle se trouve, aussi longtemps que les dispositions de la ligne directrice européenne SOGL, de la ligne directrice européenne EBGL et du code de réseau européen E&R, dans la mesure où ils s'appliquent à ces installations, sont respectées correctement par l'utilisateur du réseau de transport, sans préjudice de l'application de l'article 71, et que ces installations ne sont pas dans une situation où le gestionnaire de réseau de transport démontre, sur la base de l'historique des incidents ou presque-incidents, que la non-conformité aux exigences techniques visées aux titres 1er à 3 du livre 1er de la partie 3 porte ou pourrait porter préjudice au réseau, au gestionnaire de réseau de transport, à un autre utilisateur du réseau ou à toute autre personne.
  § 2. Lorsque la non-conformité de l'installation visée au paragraphe 1er porte ou pourrait porter préjudice au réseau, au gestionnaire de réseau de transport, à un autre utilisateur du réseau ou à toute autre personne, le gestionnaire de réseau de transport enjoint à l'utilisateur du réseau de transport, le cas échéant, après mise en demeure, de prendre toutes les dispositions nécessaires pour :
  1° garantir que ses installations seront conformes aussi vite que possible aux exigences techniques visées aux titres 1er à 3, livre 1er de la partie 3;
  2° garantir que ses installations, aussi vite que possible, ne porteront plus ou ne pourront plus porter préjudice au réseau de transport, au gestionnaire de réseau de transport ou à un autre utilisateur du réseau de transport ou à toute autre personne ;
  3° établir l'état des lieux de ses installations non conformes considérées comme existantes conformément à l'article 35, §§ 7, alinéa 1er, 8 et 9, lister les mesures envisagées en vue de remédier éventuellement à leur non-conformité et proposer des délais indicatifs pour ce faire.
  § 3. Si le gestionnaire du réseau n'a pas reçu l'état des lieux et les mesures visées au paragraphe 2 dans un délai raisonnable, le gestionnaire du réseau contacte d'initiative l'utilisateur du réseau concerné et l'invite à transmettre ces éléments à bref délai.

  Titre 3. Demande de raccordement.

  Art. 375. Toute demande de raccordement, toute demande pour l'obtention du statut de responsable d'accès, et toute demande d'accès introduite avant l'entrée en vigueur du présent arrêté conformément aux articles 94 à 99, 148 et 149, 163 à 170, 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, est traitée dans le cadre des procédures prévues par ce même arrêté. Ceci sans préjudice des Titres 1er et 2 du Livre 4 de la Partie 9.

  Titre 4. Programme journalier d'équilibre.

  Art. 376. Les articles 211 à 213 cessent d'avoir effet le jour de l'entrée en vigueur des modalités et conditions applicables aux responsables d'équilibres visées à l'article 18.6 de la ligne directrice européenne EBGL.

  Titre 5. Coordination intégrée des installations électriques pour la planification, la programmation et la gestion des congestions.

  Art. 377. Pour toute installation faisant partie de la catégorie visée à l'article 242, § 2, 1°, d'une puissance nominale supérieure ou égale à 25 MW, les obligations de responsable de la programmation ainsi que de responsable de la planification des indisponibilités visées au présent livre sont assurées par le responsable d'équilibre chargé du suivi du point d'accès de cette unité pendant une période transitoire.
  Les obligations visées à l'alinéa 1er seront reprises pendant cette période transitoire d'une part dans le contrat de responsable d'équilibre et d'autre part dans le contrat de coordination de l'appel des unités de production d'électricité que le responsable d'équilibre chargé du suivi du point d'accès de cette unité est tenu de conclure avec le gestionnaire de réseau de transport, jusqu'au transfert effectif des droits et obligations correspondants, le cas échéant graduel, vers le responsable de la programmation ainsi que le responsable de la planification des indisponibilités. Ce transfert se fera selon des modalités spécifiées par le gestionnaire de réseau de transport et approuvées par la commission.
  Pour toute installation faisant partie de la catégorie visée à l'article 242, § 2, 1°, mais d'une puissance nominale inférieure à 25 MW, ainsi que pour toute installation faisant partie des catégories visées à l'article 242, § 2, 2° à 4°, les dispositions de la partie 6 entrent en vigueur à la même date d'application des articles 41 à 53 de la ligne directrice Européenne SOGL tel que prévu à l'article 192 de la ligne directrice européenne SOGL.
  Le gestionnaire de réseau de transport soumet à la commission pour approbation les contrats types de responsable de la planification des indisponibilités et de responsable de la programmation visés respectivement aux articles 244 et 249 pour la première fois six mois après l'entrée en vigueur du présent arrêté.

  Titre 6. Code de sauvergade, plan de délestage et code de reconstitution.

  Art. 378. Sous réserve des codes de réseau et des lignes directrices européens, le code de sauvegarde, le plan de délestage et le code de reconstitution établis en application 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 et de la loi du 29 avril 1999, restent applicables jusqu'à la date d'entrée en vigueur du plan de défense du réseau, du plan de délestage et du plan de reconstitution visés aux articles 261 et 262 du présent arrêté.

  Titre 7. Mise en conformité des équipements de mesure.

  Art. 379. Les équipements de mesure en service au moment de l'entrée en vigueur du présent arrêté et qui ne sont pas conformes au présent arrêté et aux dispositions contractuelles applicables, sont mis en conformité avec les dispositions du présent arrêté et les dispositions contractuelles applicables au plus tard dans les trois mois suivant la notification du gestionnaire de réseau de transport à cet effe, lorsqu'il démontre de manière dûment motivée que ces équipements peuvent porter préjudice à tout autre utilisateur du réseau de transport, à un responsable d'équilibre, à un détenteur d'accès, au gestionnaire de réseau de transport ou à toute autre personne.

  Livre 5. Dispositions finales.

  Art. 380. Le présent arrêté entre en vigueur le 27 avril 2019.

  Art. 381. Le ministre ayant l'Energie dans ses attributions est chargé de l'exécution du présent arrêté.

  ANNEXES.

  Art. N1. Annexe 1.
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41174 )

  Art. N2. Annexe 2.
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41176 )

  Art. N3. Annexe 3.
  ( Image non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 29-04-2019, p. 41178 )
  

Signatures Texte Table des matières Début
   Donné à Bruxelles, le 22 avril 2019.
PHILIPPE
Par le Roi :
La Ministre de l'Energie, de l'Environnement et du Développement durable,
M. C. MARGHEM

Préambule Texte Table des matières Début
   PHILIPPE, Roi des Belges,
   A tous, présents et à venir, Salut.
   Vu la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, les articles 11, alinéa 1er, 13, § 1er, alinéa 6, modifié par la loi du 1er juin 2005 et 30, § 2, modifié par la loi du 8 janvier 2012 ;
   Vu 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 ;
   Vu le règlement (CE) n° 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité et abrogeant le règlement (CE) n° 1228/2003 ;
   Vu le règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion ;
   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) 2016/1719 de la Commission du 26 septembre 2016 établissant une ligne directrice relative à l'allocation de capacité à terme ;
   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 l'avis (A) 1816 de la commission de régulation de l'électricité et du gaz du 28 septembre 2018 ;
   Vu l'avis de l'Inspecteur des Finances, donné le 7 décembre 2018 ;
   Vu la concertation avec le gestionnaire du réseau de transport en date du 11 février 2019 ;
   Vu la concertation avec les Régions ;
   Vu l'avis du Conseil d'Etat 65.632/3, donné le 9 avril 2019 en application de l'article l'article 84, § 1er, alinéa 1er, 2°, des lois coordonnées sur le Conseil d'Etat ;
   Considérant la consultation publique organisée du 15 mars 2018 au 16 avril 2018 et les résultats de celle-ci ;
   Sur la proposition de la Ministre de l'Energie,
   Nous avons arrêté et arrêtons :

Rapport au Roi Texte Table des matières Début
   Rapport au Roi
   Sire,
   L'article 11, § 1er, alinéa 1, de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité (M.B., 11/05/1999 ; ci-après " loi du 29 avril 1999 ")) permet à Sa Majesté, par arrêté sur avis de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz (ci-après, " la commission ") et en concertation avec le gestionnaire du réseau, d'établir un règlement technique pour la gestion du réseau de transport et l'accès à celui-ci. Le présent projet d'arrêté royal a pour objet de remplacer 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 (M.B., 28/12/2002).
   I. Contexte légal européen du présent projet d'arrêté royal
   Le règlement (CE) n° 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 sur les conditions d'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d'électricité (ci-après, le Règlement " 714/2009 ") prévoit l'élaboration de codes de réseau ainsi que d'orientations (ou lignes directrices) qui, une fois adoptés par la Commission européenne via le processus de comitologie, prennent la forme de règlements européens. Ces codes de réseau ont notamment vocation à établir un ensemble de règles harmonisées pour les échanges transfrontaliers, afin d'améliorer la concurrence sur le marché intérieur de l'électricité tout en renforçant la sécurité d'approvisionnement. Chaque code de réseau fait partie intégrante de la dynamique d'achèvement du marché intérieur de l'énergie et d'atteinte des objectifs énergétiques 20-20-20 de l'Union européenne, ainsi que les objectifs du cadre pour le climat et l'énergie à l'horizon 2030 :
   *réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40 % (par rapport aux niveaux de 1990);
   * porter à 27 % la part des énergies renouvelables dans la consommation d'énergie de l'UE;
   * améliorer l'efficacité énergétique de 27 %.
   Pour répondre à ces objectifs, des textes répartis en trois familles (les codes de réseau relatifs aux conditions de raccordement, les lignes directrices relatives à l'exploitation du système électrique et les lignes directrices relatives au marché) ont été élaborés selon un même processus impliquant l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (ACER), le réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport pour l'électricité (en anglais, European Network of Transmission System Operators for Electricity, ENTSO-E), avant leur adoption dans le cadre d'un processus de comitologie impliquant la Commission européenne (CE) et les Etats membres :
   * le raccordement : les règles précisant les exigences de raccordement au réseau de transport sont couvertes par les trois codes suivants :
   o 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, le " Règlement RfG ") ;
   o 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, le Règlement " DCC ") ;
   o 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, le Règlement " HVDC ") ;
   * l'exploitation : pour garder un réseau électrique fiable, durable et stable, chaque GRT élabore des plans et des programmes afin d'être prêt à exploiter un système en temps réel. Cela implique d'analyser s'il y aura assez d'électricité produite pour répondre à la demande et si le réseau pourra gérer les flux correspondants de manière sûre. Compte tenu de l'interconnexion croissante entre les gestionnaires de réseau de transport, les codes d'exploitation offrent un ensemble de règles et de réglementations régissant la manière dont ces systèmes sont exploités. Ces codes sont les suivants :
   o 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, le Règlement " SO GL ") ;
   o 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, le Règlement " E&R ") ;
   * le marché : la conception d'un marché pan-européen de l'électricité entraînera la négociation de l'électricité et de la capacité (capacité disponible des réseaux de transport pour transporter l'électricité) dans toute l'Europe. La promotion d'une concurrence accrue, la diversification des producteurs et l'optimisation de l'infrastructure existante seront toutes facilitées par les codes de marché suivants :
   o Règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion (ci-après, le Règlement " CACM ") ;
   o Règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l'équilibrage du système électrique (ci-après, le Règlement " EB GL ") ;
   o Règlement (UE) 2016/1719 de la Commission du 26 septembre 2016 établissant une ligne directrice relative à l'allocation de capacité à terme (ci-après, le Règlement " FCA ").
   II. Description du processus d'élaboration du présent projet d'arrêté royal
   La concertation prévue à l'article 11, alinéa 1, de la loi du 29 avril 1999 avec le gestionnaire du réseau s'est déroulée comme décrit ci-après.
   Il a été décidé en 2015 avec le gestionnaire du réseau de transport Elia que la nécessaire consultation des acteurs du marché quant à l'implémentation des codes de réseau européens devait s'effectuer par le biais d'un " User's Group " d'Elia. Dans ce cadre, les acteurs concernés ont eu, au cours de plusieurs réunions et ateliers, la possibilité de faire connaître leur point de vue et de réagir officiellement aux propositions antérieures concernant l'adaptation du Règlement technique fédéral et les exigences générales en matière de raccordement.
   Après deux ans de discussions intensives avec les acteurs de marché, Elia a développé une proposition définitive de révision du Règlement technique fédéral. Celle-ci a été soumise à une enquête publique entre le 15 mars et le 16 avril 2018.
   Elia a collecté et examiné l'ensemble de ces avis avant d'adapter sa proposition en conséquence.
   Le 17 mai 2018, Elia, conformément aux exigences des codes de réseau européens et des lignes directrices, ainsi que du planning proposé par le SFP Economie - DG Energie, a introduit formellement la proposition finale d'adaptation du Règlement technique fédéral auprès des instances compétentes, ainsi que les documents suivants également soumis à enquête publique :
   1. Proposition d'exigences générales applicables au raccordement des producteurs d'électricité sur le réseau (RfG) ;
   2. Proposition d'exigences générales applicables au raccordement des utilisateurs (DCC) ;
   3. Proposition d'exigences générales applicables au raccordement au réseau des systèmes à haute tension en courant continu et aux parcs de générateurs raccordés en courant continu (HVDC);
   4. Proposition d'exigences générales applicables au raccordement des dispositifs de stockage ;
   5. Proposition pour les seuils de puissance maximale applicables aux unités de production d'électricité des types B, C et D, conformément à la définition figurant à l'article 5(3) du règlement (UE) 2016/631 de la Commission établissant un code de réseau sur les exigences applicables au raccordement au réseau des installations de production d'électricité (RfG).
   Enfin, Elia a également publié le 17 mai 2018 sur son site internet un rapport sur la consultation publique formelle concernant les propositions de règlement technique fédéral modifié et les exigences générales RfG, DCC, HVDC et stockage. Ce rapport a été communiqué aux autorités compétentes.
   La Direction Générale de l'Energie du SPF Economie, P.M.E., Classes moyennes et Energie a ensuite examiné la proposition finale ainsi que le rapport de la consultation publique communiqués par Elia et y a apporter des modifications en tenant compte du résultat de la concertation avec les autorités régionales, de la nature juridique des codes de réseau européens, des principes de techniques législatives, de l'avis de la commission, de l'avis de l'Inspecteur des Finances ainsi que de l'avis de la section de législation du Conseil d'Etat.
   Les modifications ainsi opérées ont donc eu pour objet d'assurer la légalité du texte tout en préservant autant que possible le résultat de la consultation des acteurs, tel qu'il résulte des discussions en User Group et de la consultation publique officielle.
   III. Exposé synthétique de l'objet du présent projet d'arrêté et des modifications opérées au regard de l'actuel Règlement technique.
   L'actuel règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci a été très peu revu depuis son adoption par l'arrêté royal du 19 décembre 2002 (en 2015, 2017 et 2018 sur de points spécifiques). Le présent projet d'arrêté a pour objet son remplacement en vue :
   o de mettre à jour et de compléter les règles belges existantes sur des aspects autres que ceux découlant des Règlements européens précités. De manière générale, le contenu et la structure de l'actuel règlement technique ont été maintenus dans la mesure du possible. En effet, les changements visent à faire évoluer le texte et non pas à le révolutionner.
   o de supprimer les dispositions qui entreraient en contradiction avec celles des Règlements européens précités ;
   o de mettre en oeuvre les dispositions des Règlements européens par lesquelles une marge d'appréciation est laissée à l'Etat membre ;
   S'agissant des spécifications techniques de raccordement relatives aux utilisateurs du réseau, les codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC s'appliquent uniquement aux nouvelles installations, sauf décisions de l'autorité de régulation nationale qui peut étendre (à des installations existantes par exemple) ou restreindre le champ d'application de ces exigences (en acceptant des dérogations pour certaines installations normalement soumises à ces spécifications techniques) ou sauf mise en oeuvre de la procédure de modernisation substantielle. Il a donc été décidé d'opérer, dans la Partie III du Règlement Technique Fédéral relatif au raccordement, une distinction claire entre les spécifications techniques applicables aux installations existantes et celles applicables aux installations nouvelles. Certaines règles sont applicables à l'ensemble des installations; dans ce cas, ceci est précisé clairement dans le titre de la section.
   Enfin, à titre exceptionnel, le présent projet reproduit avec exactitude certaines dispositions des Règlements européens précités afin de maintenir la lisibilité du Règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci. Lorsque tel est le cas, une référence à la disposition concernée du règlement est faite (" conformément à [ou: sans préjudice de] l'article ... du règlement ... ") afin que la nature de cette disposition demeure identifiable, conformément aux conditions posées par la Section de législation du Conseil d'Etat eu égard à la nature juridique de ces Règlements européens.
   Ces derniers sont en effet des actes d'exécution dont la validité dépend du Règlement 714/2009. Tout comme ce dernier, ils ont, conformément à l'article 288 du Traité sur le fonctionnement de l'Union Européenne, une portée générale et sont obligatoires dans tous leurs éléments. Ils sont également directement applicables dans tous les Etats membres à compter de la date de leur entrée en vigueur.
   Sauf lorsque le Règlement laisse une certaine marge d'appréciation en ce qui concerne sa mise en oeuvre, une telle applicabilité directe signifie qu'il n'est pas nécessaire que les Etats membres interviennent en vue d'intégrer les dispositions du Règlement dans leur ordre juridique interne. Les dispositions d'un Règlement ne doivent notamment pas être transposées dans le droit interne des Etats membres.
   La Cour de Justice de l'Union Européenne a par ailleurs laissé entendre qu'il serait interdit aux Etats membres de reprendre des dispositions d'un règlement européen dans une règlementation nationale : " que, dès lors, les Etats membres ne sauraient adopter, ni permettre aux organismes nationaux ayant un pouvoir normatif d'adopter un acte par lequel la nature communautaire d'une règle juridique et les effets qui en découlent seraient dissimulés aux justiciables " (C.J.U.E., 2 février 1977,50/76, Amsterdam Bulb, p. 7.).
   Faisant écho à cette jurisprudence de la Cour de Justice de l'Union Européenne, la Section de législation du Conseil d'Etat a précisé à plusieurs reprises qu'un tel procédé est " non seulement superflu d'un point de vue normatif, dès lors qu'il ne crée aucune nouvelle norme, mais il risque également de semer la confusion quant à la nature juridique de la règle incorporée dans le régime de droit interne et, notamment, en ce qui concerne la compétence de la Cour de justice de l'Union européenne à connaître de tout litige relatif aux règles définies par le règlement. Ce procédé risque aussi de créer une équivoque en ce qui concerne le moment de l'entrée en vigueur des normes concernées. " (voyez notamment : C.E., 25 octobre 2011, Avis n° 50.381/3 ; C.E., 13 janvier 2014, Avis n° 54.817/6).
   La Section de législation du Conseil d'Etat a toutefois admis une exception à cette vision stricte, à savoir que la reproduction des dispositions d'un Règlement européen peut être admise si elle répond aux conditions cumulatives suivantes (voyez : C.E., 25 octobre 2011, Avis n° 50.381/3 ; C.E., 13 janvier 2014, Avis n° 54.817/6) :
   o la lisibilité d'éventuelles mesures d'exécution de droit interne le requière ;
   o la reproduction doit être exacte ;
   o il est fait référence à la disposition concernée du règlement afin que la nature de cette disposition demeure identifiable.
   IV. Avis 65.632/3 du 9 avril 2019 du Conseil d'Etat, section de législation
   Le présent arrêté prend dument en compte l'avis du Conseil d'Etat rendu sur le présent arrêté. Les vérifications ou clarifications souhaitées ont été apportées.
   En ce qui concerne les remarques formulées de cet avis à l'égard de l'article 22 du projet soumis, les modifications suivantes ont été apportées :
   1° suppression de l'alinéa 1 ; cet alinéa du projet prévoyait initialement la possibilité pour la Direction générale de l'Energie de remettre un avis au gestionnaire du réseau de transport sur les documents qui ont fait l'objet d'une consultation publique en exécution des codes de réseaux et lignes directrices européens, ainsi que sur les résultats de cette consultation publique, préalablement à l'envoi par le gestionnaire du réseau de transport de ces mêmes documents à la commission. Après concertation avec la commission, cette possibilité a été supprimée car il s'est avéré qu'il s'agissait d'une étape supplémentaire non nécessaire car 1° les autorités compétentes de chaque Etat membre sont consultées dans le cadre de l'enquête publique, 2° que certains règlements européens (lignes directrices SOGL et EBGL) prévoient expressément la possibilité pour un Etat membre de donner un avis à l'autorité de régulation sur les modalités et conditions ou les méthodologies soumises à son approbation par le gestionnaire du réseau de transport, et 3° que cette dernière possibilité de rendre un avis a été étendue pour viser l'ensemble des modalités et conditions ou les méthodologies soumises à l'approbation de l'autorité de régulation par le gestionnaire du réseau de transport par les alinéas 2 à 4 de ce même article 22 tel que soumis pour avis. Compte tenu de cette suppression, le maintien de cet alinéa 1 n'avait plus d'objet et était redondant avec les dispositions directement applicables des règlements européens. Il était en outre source de confusion puisqu'il réduisait " les parties intéressées " à des " parties enregistrées sur son site web ", qui sont contactées par lettre d'information ou par courrier électronique. Cet alinéa 1er a donc été supprimé dans sa totalité ;
   2° l'alinéa 2 de l'article 22 tel que soumis au Conseil d'Etat pour avis a été modifié et divisé en deux alinéas qui sont désormais les alinéas 1 et 2 du cet article. Le nouveau premier alinéa, combiné aux alinéas 3 et 4, complète les articles 6.2. et 6.3. de ligne directrice européenne SOGL, ou aux articles 5.2 à 5.4 de ligne directrice européenne EBGL en prévoyant les conditions dans lesquelles un avis peut être donné à la Commission dans le cadre de l'approbation par celle-ci de modalités et conditions ou de méthodologies soumises par le gestionnaire du réseau de transport. La relation entre cette disposition et les règlements européens est clarifiée au moyen de références appropriées, conformément à l'avis du Conseil d'Etat. Par cette disposition, la commission doit demander à la Direction générale de l'Energie de donner un avis non contraignant sur les modalités et conditions ou méthodologies soumises à son approbation par le gestionnaire du réseau de transport dans les quinze jours civils suivant leur réception. Dans sa demande d'avis à la Direction générale de l'Energie, la commission précise le délai dans lequel l'avis peut lui être remis, qui ne peut être inférieur à quinze jours calendrier. Lorsque la Direction générale de l'Energie n'a pas notifié son intention de remettre un avis dans les cinq jours ouvrables à compter de la notification par la commission, elle est réputée avoir décidé de ne pas de remettre un avis.
   Le deuxième alinéa, combiné aux alinéas 3 et 4, vise quant à lui à prévoir dans le chef de la Direction générale de l'Energie une même compétence d'avis lorsque la commission doit approuver les modalités et conditions ou les méthodologies requises par l'article 4 de la ligne directrice européenne FCA ou par l'article 9 de la ligne directrice européenne CACM, par analogie avec les articles 6.2. et 6.3. de ligne directrice européenne SOGL, et les articles 5.2 à 5.4 de ligne directrice européenne EBGL. La relation entre cette disposition et les règlements européens est clarifiée au moyen de références appropriées, conformément à l'avis du Conseil d'Etat.
   A cet égard, un Etat membre est libre de prendre toutes les mesures qu'il juge opportunes pour mettre en oeuvre un règlement européen, pour autant que celles-ci :
   - ne nuisent pas à l'application uniforme du règlement européen au sein de l'Union;
   - ne nuisent pas au caractère directement applicable du règlement;
   - ne créent pas de doute quant à l'origine de la disposition (droit européen ou droit national);
   - n'y soient pas contraires.
   Ces nouveaux alinéas 1 et 2 de l'article 22 du présent arrêté ne rencontrent aucune des interdictions mentionnées ci-dessus. Ces alinéas viennent en revanche compléter utilement les dispositions précitées des lignes directrices SOGL, EBGL, FCA et CACM.
   Enfin, l'obligation faite à la commission de demander l'avis de la Direction générale de l'Energie ne peut être assimilée à une instruction directe, au sens de l'article 35, paragraphe 4, point b) ii), 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, vu la caractère facultatif et non contraignant de cet avis, de sorte qu'aucune atteinte n'est portée à son indépendance.
   En ce qui concerne le point de l'avis du Conseil d'Etat traitant des " références aux normes techniques ", il y a lieu de rappeler que l'article 190 de la constitution coordonnée du 17 février 1994 dispose que : " Aucune loi, aucun arrêté ou règlement d'administration générale, provinciale ou communale, n'est obligatoire qu'après avoir été publié dans la forme déterminée par la loi. ". A cet effet, l'article 56, § 1er, alinéa 3, de la loi du 18 juillet 1966 sur l'emploi des langues en matière administrative établit le principe selon lequel les arrêtés royaux et ministériels sont publiés intégralement par la voie du Moniteur belge. Le paragraphe 3 du même article dispose que " les lois et règlements peuvent prescrire en outre un autre mode de publication des arrêtés royaux et ministériels, ainsi que des traductions visées au § 2 [traduction en langue allemande] ". Une norme constitue, selon l'article VIII.1er du code de droit économique, " l'énoncé du savoir-faire applicable à un produit, un procédé ou un service donné au moment de leur adoption. " et leur respect s'effectue, selon l'alinéa 2 de la même disposition, sur une base volontaire, à moins que leur respect ne soit imposé par une disposition légale, réglementaire ou contractuelle. Le commentaire de l'article VIII.1er, alinéa 2 explique ce qui suit : " Le deuxième alinéa de l'article VIII.1er est une disposition nouvelle qui vise à rappeler que l'observation d'une norme est volontaire mais que cela ne porte pas préjudice à la possibilité de rendre son respect obligatoire dans les lois, les arrêtés, les règlements, actes administratifs, cahiers des charges ou conventions de droit commun. Par nature d'application volontaire, le respect des normes n'est pas juridiquement obligatoire. Il est néanmoins possible que des règles obligatoires, telles qu'une loi ou un arrêté royal, se réfèrent à des normes et les rendent obligatoires. Dans ce cas, ces normes reçoivent un caractère obligatoire, qu'elles tirent donc de la réglementation. Une approche identique vaut pour les contrats qui se réfèrent à des normes, conformément à l'article 1134 du Code civil. " (Projet de loi introduisant le Code de droit économique, commentaire des articles, commentaires par article du Livre VIII, Doc. Parl., Ch., 2012-2013, n° 53-2543/001, p. 28). En conséquence, une norme telle visée par le code de droit économique ne constitue pas en elle-même un acte réglementaire devant faire l'objet d'une publication au Moniteur belge. La force obligatoire de la norme ne proviendra pas d'elle-même mais de sa réception éventuelle dans un autre acte et de la force juridique qui y est afférente (J. Dumortier, L. Godts, " Les aspects juridiques de la normalisation en Belgique ", dans Legal Aspects of Standardisation of the E.C. and E.F.T.A., vol. 2, Country Reports, edited by Jose Falke, Harm Schepel, Luxembourg : Office for Official Publications of the European Communities, ISBN 92-828-8908-4.).
   S'agissant des normes publiées par le Bureau de Normalisation, l'arrêté royal du 25 octobre 2004 relatif aux modalités d'exécution des programmes de normalisation ainsi qu'à l'homologation ou l'enregistrement des normes, prévoyait en son article 2 que " L'Etat et toutes les personnes de droit public peuvent renvoyer aux normes publiées par le Bureau, dans les arrêtés, les règlements, les actes administratifs et les cahiers des charges, par simple référence à l'indicatif de ces normes. ". Dans son avis n° 37.516/1/V donné le 20 juillet 2004, la section de législation du Conseil d'Etat a considéré que cette disposition manquait de base légale et a précisé ce qui suit : " Artikel 2 van het ontwerp beoogt de Staat en de andere publiekrechtelijke personen te machtigen om de naleving van de door het Bureau voor Normalisatie gepubliceerde normen verplicht te stellen. Een dergelijke machtiging dient door de wetgever te worden bepaald. "
   Afin de remédier à cette critique, une disposition similaire a été insérée à l'article VIII.2 du code de droit économique. Celle-ci est rédigée comme suit : " L'Etat et toutes les personnes de droit public peuvent renvoyer aux normes publiées par le Bureau de Normalisation par simple référence à l'indicatif de ces normes. ". Le commentaire de cet article précise que celui-ci est " inspiré de l'article 2 de l'arrêté royal du 25 octobre 2004 relatif aux modalités d'exécution des programmes de normalisation ainsi qu'à l'homologation ou l'enregistrement des normes mais dont la base légale est contestée par le Conseil d'Etat. L'insertion dans la loi permet de lever cette ambiguïté. " (Projet de loi introduisant le Code de droit économique, commentaire des articles, commentaires par article du Livre VIII, Doc. Parl., Ch., 2012-2013, n° 53-2543/001, p. 28). Dans son avis n° 51.886/1 du 20 septembre 2012 rendu sur le livre VIII du Code de droit économique relatif notamment à la normalisation, la section de législation du Conseil d'Etat n'a pas émis de remarques quant à ces articles VIII.1er et VIII.2 et leur commentaire.
   Dès lors, le présent arrêté est conforme au Code de droit économique en ce qu'il rend obligatoire le respect de normes publiées par le Bureau de Normalisation par un renvoi à celles-ci.
   A supposer même que les normes deviennent des actes réglementaires par ce renvoi, l'article 190 de la Constitution dispose uniquement que les actes de cette nature ne peuvent avoir force obligatoire qu'après leur publication dans la forme " déterminée par la loi ". En l'occurrence, la loi s'écarte de la publication habituelle au moniteur belge.
   Cette publication par le Bureau de Normalisation remplit les conditions essentielles d'accessibilité et de visibilité d'une publication officielle énoncée par le Conseil d'Etat dans son avis puisque :
   - elles sont disponibles en version française et néerlandaise ; et
   - les frais exigés ne peuvent pas être considérés comme entravant de manière disproportionnée l'accès à ces normes considérant, d'une part, les prix affichés et, d'autre part, la qualité de professionnel du secteur des personnes devant respecter ces normes, à savoir : le gestionnaire du réseau de transport lui-même, tout gestionnaire d'un réseau public de distribution ou d'un CDS raccordé à ce réseau, tout autre utilisateur du réseau qui, vu le niveau de tension, est soit un producteur d'électricité, l'exploitant d'un parc non-synchrone de stockage, ou un industriel, leurs employés et sous-traitants.
   En ce qui concerne le point de l'avis du Conseil d'Etat traitant des articles 375 et 376 (maintenant 373 et 374) du présent projet d'arrêté, un délai explicite pour la conclusion des contrats visés par cette disposition a été introduit.
   La sanction suggérée par le Conseil d'Etat est cependant contraire à l'article 15 de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité.
   J'ai l'honneur d'être,
   Sire,
   de Votre Majesté
   le très respectueux et très fidèle serviteur,
   La Ministre de l'Energie, de l'Environnement et du Développement durable,
   M. C. MARGHEM
   CONSEIL D'ETAT
   section de législation
   Avis 65.632/3 du 9 avril 2019 sur un projet d'arrêté royal `établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport et l'accès à celui-ci, et remplaçant 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'
   Le 8 mars 2019, 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 et l'accès à celui ci, et remplaçant 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'.
   Le projet a été examiné par la troisième chambre le 2 avril 2019. La chambre était composée de Jo BAERT, président de chambre, Jeroen VAN NIEUWENHOVE et Peter SOURBRON, conseillers d'Etat, Jan VELAERS et Bruno PEETERS, assesseurs, et Annemie GOOSSENS, greffier.
   Le rapport a été présenté par Tim CORTHAUT, auditeur.
   La concordance entre la version française et la version néerlandaise de l'avis a été vérifiée sous le contrôle de Jo BAERT, président de chambre.
   L'avis, dont le texte suit, a été donné le 9 avril 2019.
   Compte tenu du moment où le présent avis est donné, le Conseil d'Etat attire l'attention sur le fait qu'en raison de la démission du Gouvernement, la compétence de celui ci se trouve limitée à l'expédition des affaires courantes. Le présent avis est toutefois donné sans qu'il soit examiné si le projet relève bien de la compétence ainsi limitée, la section de législation n'ayant pas connaissance de l'ensemble des éléments de fait que le Gouvernement peut prendre en considération lorsqu'il doit apprécier la nécessité d'arrêter ou de modifier des dispositions réglementaires.
   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.
   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 et l'accès à celui ci, mieux aligné sur le nouveau cadre législatif européen, et qui se substitue à 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'.
   L'arrêté en projet trouve essentiellement son fondement juridique dans l'article 11, alinéa 1er, de la loi du 29 avril 1999 `relative à l'organisation du marché de l'électricité'. Cette disposition habilite le Roi à établir un règlement technique pour la gestion du réseau de transport et l'accès à celui-ci.
   Le fondement juridique des dispositions en projet du titre II (" Données de planification du réseau de transport ") est procuré spécifiquement par l'article 13, § 1er, de la loi du 29 avril 1999, qui habilite le Roi à établir les modalités de la procédure d'élaboration, d'approbation et de publication du plan de développement du réseau de transport.
   L'article 368 de l'arrêté en projet trouve spécifiquement son fondement juridique dans l'article 30, § 2, de la loi du 29 avril 1999, en vertu duquel le Roi peut prévoir des sanctions pénales pour les infractions aux dispositions des arrêtés d'exécution de la loi précitée qu'il désigne.
   Le projet doit être lu en combinaison avec un certain nombre de règlements européens visés dans le préambule. 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.
   Il a dès lors été demandé au délégué de fournir un tableau de concordance contenant, d'une part, les dispositions du projet et, d'autre part, les dispositions de droit européen qu'elles mettent en oeuvre. Le délégué n'a cependant pas pu répondre à cette demande et a uniquement fourni un tableau de concordance relatif au règlement technique en projet et au règlement technique existant. A cet égard, il a donné les explications suivantes :
   " Om een voorlopig antwoord te bieden op uw vraag betreffende een concordantietabel, geef ik eerst even de structuur van het `Ontwerp van koninklijk besluit houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe en tot vervanging van het Koninklijk besluit van 19 december 2002 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe' mee.
   Dit ontwerp KB neemt heel wat bestaande stukken over van het KB dat het zal vervangen, hoofdzakelijk met een actualisatie in overleg met de netbeheerder. Hier werken we hard aan een concordantietabel tussen het oud KB en het nieuw. De netbeheerder had bij haar voorstel deze tabel meegeleverd, maar door wat verschuivingen heeft deze nood aan een extra controle.
   Betreffende de nieuwe stukken gelieerd aan de Europese netwerkcodes zijn enkel de artikel s in dit KB verwerkt waar de Europese verordeningen vrijheidsgraden geven aan de transmissienetbeheerder. Andere artikel s zijn direct toepasbaar en worden, volgens het overschrijfverbod, niet meegenomen in dit KB. Dit betekent dat telkens er invulling wordt gegeven aan een bepaling uit de Europese netwerkcode deze altijd in de tekst opgenomen is.
   Bij wijze van voorbeeld kan er verwezen worden naar artikel 35 § 2 waar bij de bepaling van de significantie van de elektriciteitsproductie-eenheden volgende verwijzing voorkomt: `Overeenkomstig de artikelen 5.2 en 5.3 van de Europese netwerkcode RfG, worden de elektriciteitsproductie-eenheden bedoeld in het eerste lid geklasseerd in de types A, B, C en D, op basis van de volgende drempelcriteria:...'
   Een ander voorbeeld is de reeks artikel s 70 t.e.m. 129, waarbij er in elk artikel aangegeven wordt aan welk artikel in de Europese netwerkcodes er invulling wordt gegeven.
   (...)
   De bepalingen in het ontwerp Koninklijk Besluit die voldoen aan de ten uitvoering van een richtsnoer of een netwerkcode, wanneer deze een uitvoeringsmaatregel vereisen, bevatten een uitdrukkelijke verwijzing naar de desbetreffende bepaling van die verordeningen.
   De bepalingen die niet bedoeld zijn om te voorzien in de uitvoering van deze voorschriften bevatten dergelijke verwijzingen niet. Dit zijn nationale bepalingen, verenigbaar met de Europese wetgeving inclusief de Europese regelgeving in kwestie, of Verordening (EG) 714/2009 en de verschillende toepasselijke richtlijnen, waaronder bijvoorbeeld Richtlijn 2009/72/EG van 13 juli 2009 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne elektriciteitsmarkt en tot intrekking van Richtlijn 2003/54/EG ".
   Les bases du projet esquissées par le délégué se concilient avec la méthode évoquée ci-dessus pour la mise en oeuvre de règlements européens. Dans le délai limité qui lui est imparti pour examiner un projet à ce point volumineux et technique, le Conseil d'Etat ne peut toutefois effectuer qu'un examen par sondage de la compatibilité avec le droit européen. Il est essentiel à cet égard de disposer d'un tableau de concordance contenant les dispositions du projet et les dispositions européennes pertinentes à mettre en oeuvre. En réalité, on n'aperçoit pas clairement comment mener à bien une opération d'une telle ampleur, avec autant de dispositions de règlements imbriquées, sans ce tableau de concordance. Le Conseil d'Etat demande dès lors instamment de toujours élaborer à l'avenir un tableau de concordance accompagnant le projet visant la mise en oeuvre du droit européen, sauf dans les cas les plus communs.
   En outre, le Conseil d'Etat 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) 2016/631, à l'article 6, paragraphe 3, du règlement (UE) 2016/1388 et à l'article 5, paragraphe 3, du règlement (UE) 2016/1447 -. Il revient donc aux auteurs du projet de s'assurer que la réglementation en projet se concilie parfaitement avec les exigences des règlements européens.
   Compte tenu de la réserve sérieuse émise à propos de l'examen de la conformité avec le droit européen, le Conseil d'Etat se doit en tout cas de formuler les observations suivantes.
   L'article 22 du projet contient un certain nombre de dispositions relatives aux consultations publiques par le gestionnaire du réseau de transport, en exécution des codes de réseau et des lignes directrices européens. Toutefois, on n'aperçoit pas comment ces dispositions s'articulent avec les prescriptions en matière de consultation, notamment par le gestionnaire du réseau de transport, des parties intéressées, y compris les autorités compétentes, sur le projet de propositions de modalités et conditions ou de méthodologies, conformément à l'article 12 du règlement (UE) 2015/1222.
   En effet, l'article 22 du projet réduit ces parties intéressées aux " parties enregistrées sur son site ", qui sont contactées par une lettre d'information ou par e-mail. Par ailleurs, il prévoit un régime parallèle en vertu duquel la Direction générale de l'Energie, à la demande de la Commission de régulation de l'électricité et du gaz (ci-après : CREG), donne son avis sur la proposition du gestionnaire du réseau de transport, alors que ce rôle de la CREG n'est pas mentionné dans la disposition concernée du règlement. En outre, cette dernière disposition prévoit aussi une participation des autorités compétentes à la consultation.
   Un problème similaire se pose en ce qui concerne l'articulation avec les prescriptions de l'article 10 du règlement (UE) 2016/631, relatives à la consultation publique des parties prenantes, y compris les autorités compétentes, sur différentes propositions mentionnées dans cette disposition du règlement.
   Les auteurs du projet vérifieront si l'article 22 du projet se concilie en tous points avec les prescriptions déjà contenues dans ces dispositions réglementaires et préciseront l'articulation avec celles-ci, éventuellement au moyen d'une référence adéquate.
   Le projet comprend une série d'éléments qui, selon les règlements, doivent être arrêtés sur proposition du gestionnaire de réseau de transport et approuvés par l'autorité nationale compétente - à savoir le régulateur, sauf disposition contraire de la législation nationale. Il s'agit en particulier des " exigences d'application générale " visées à l'article 7 du règlement (UE) 2016/631, à l'article 6 du règlement (UE) 2016/1388 et à l'article 5 du règlement (UE) 2016/1447, d'une part, et des " seuils de puissance maximale " visés à l'article 5, paragraphe 3, du règlement (UE) 2016/631, d'autre part.
   Il se déduit de l'article 35 du projet que les auteurs de ce dernier considèrent que ces éléments peuvent être réglés par le Roi en exécution de l'article 11, alinéa 2, 1°, de la loi du 29 avril 1999. L'inscription de ces éléments dans le règlement technique ne peut cependant pas affecter l'applicabilité des procédures d'évaluation et d'adaptation précitées, si bien que non seulement le règlement technique devra être régulièrement adapté en ce qui concerne ces éléments, mais qu'il faudra en outre tenir compte à cet égard de ces procédures. Par ailleurs, il ne peut en aucun cas être porté atteinte aux compétences que la CREG tire directement de l'article 7, paragraphe 5, du règlement (UE) 2016/631, de l'article 6, paragraphe 5, du règlement (UE) 2016/1388 et de l'article 5, paragraphe 5, du règlement (UE) 2016/1447, comme la CREG le souligne à juste titre dans son avis du 28 septembre 2018 (point 5). Dans ces cas, eu égard à son indépendance telle qu'elle est garantie par l'article 35, paragraphe 4, b), ii), de la directive 2009/72/CE, la CREG ne peut pas non plus être obligée de recueillir l'avis de la Direction générale de l'Energie.
   L'article 1er du projet dispose qu'outre les définitions contenues à l'article 2 de la loi du 29 avril 1999, celles contenues dans les codes de réseau et lignes directrices européens énumérés à l'article 2, § 1er, 3°, du projet sont également applicables. Malgré l'interdiction de transcription, il peut cependant se justifier que l'existence et la pertinence de ces dernières définitions soient ainsi portées à l'attention du lecteur.
   Il n'en demeure pas moins que les auteurs du projet doivent vérifier si les définitions contenues à l'article 2 du projet ne font pas double emploi avec celles qui sont rendues applicables conformément à son article 1er. Par ailleurs, on veillera également à ce que les termes de droit européen rendus applicables soient reproduits correctement dans les deux versions linguistiques du projet (et non, par exemple, dans une traduction propre qui s'écarte des termes appropriés). Enfin, il convient aussi de tenir compte du fait que la loi du 29 avril 1999 déroge déjà sur certains points à la terminologie du droit européen (par exemple, en néerlandais, " transmissienet " au lieu de " transmissiesysteem ").
   Le projet fait référence à des normes techniques, dont les normes NBN EN 50110 1 et NBN EN 50110-2 (article 9 du projet), ainsi qu'EN 50160 (article 41 du projet). L'article 40, § 1er, du projet renvoie aux " normes et standards européens et/ou harmonisés généralement appliqué[s] dans les secteurs comparables au niveau européen et notamment par les rapports techniques CEI 61000-3-6 et CEI 61000-3-7 ".
   Par le passé, le Conseil d'Etat a déjà mentionné à plusieurs reprises le problème des normes techniques visées dans la législation et la réglementation qui ne sont pas publiées au Moniteur belge, qui ne sont pas rédigées ou traduites en langue néerlandaise et qui ne sont en général disponibles que contre une certaine rémunération. Il y aurait lieu d'examiner et de résoudre d'une manière horizontale la problématique de l'absence de publication de normes techniques auxquelles des règles de droit belges font référence. Si pour régler ce problème, des raisons spécifiques imposaient que la loi déroge à la publication usuelle au Moniteur belge, il faudrait alors veiller à ce que cette publication réponde aux conditions essentielles d'accessibilité et d'identification d'une publication officielle. A cet égard, il est essentiel de pouvoir disposer d'une version française, néerlandaise et, si possible, allemande des normes concernées. En outre, si une rémunération est demandée pour la consultation des normes précitées, son montant ne peut entraver de manière disproportionnée l'accessibilité de ces normes. Aussi longtemps qu'un tel dispositif légal n'aura pas été élaboré, le régime en projet fera référence à une norme qui n'est pas publiée conformément à l'article 190 de la Constitution et n'est dès lors pas opposable à tous.
   Il convient encore d'observer qu'il n'est pas fait référence à une version déterminée des normes techniques, ce qui peut être source d'insécurité juridique. Si une référence dynamique est visée, en d'autres termes une référence à d'éventuelles versions futures, il s'agit d'une délégation de pouvoir réglementaire illicite à un organisme de normalisation privé, puisque le contenu futur de ces normes techniques est fixé par cet organisme.
   Certaines dispositions telles que l'article 2, 51°, du projet visent le décret de la Région flamande du 8 mai 2009 `houdende algemene bepalingen betreffende het energiebeleid' et le décret de la Région wallonne du 12 avril 2001 `relatif à l'organisation du marché régional de l'électricité', alors qu'elles ne visent pas l'ordonnance de la Région de Bruxelles Capitale du 19 juillet 2001 `relative à l'organisation du marché de l'électricité en Région de Bruxelles Capitale'.
   Un problème comparable se pose en ce qui concerne l'article 2, 52°, du projet qui fait référence au réseau de traction ferroviaire, mais ne mentionne pas le réseau de traction ferroviaire régional ni les réseaux de gares, visés au chapitre IIIbis de l'ordonnance du 19 juillet 2001.
   Les auteurs examineront le projet en ce qui concerne son harmonisation avec les réglementations des trois régions.
   Le projet doit également faire l'objet d'un nouvel examen du point de vue de la technique législative. Ainsi, dans le texte néerlandais de l'article 375 du projet, il manque la mention du paragraphe 2, et à l'article 378 du projet, il manque même le numéro d'article , toujours dans le texte néerlandais. Les paragraphes 3.1 à 3.3 de l'article 71 du projet doivent être numérotés de manière continue. Le titre II du projet contient uniquement un chapitre I.I " Généralités " (par ailleurs numéroté de manière incorrecte), de sorte qu'on supprimera cette dernière subdivision.
   Comme la CREG l'a également observé dans son avis du 28 septembre 2018 (point 28), on n'aperçoit pas pourquoi l'article 11, § 4, du projet fait en principe supporter par le gestionnaire du réseau les frais des travaux nécessaires afin de garantir la sécurité et la fiabilité du réseau. Cela signifie en effet que l'utilisateur du réseau a intérêt à ne pas donner suite à la mise en demeure par le gestionnaire du réseau (visant à exécuter les travaux lui même et à sa propre charge) et qu'il peut attendre de voir si le gestionnaire du réseau peut prouver que le manquement lui est imputable et peut lui demander de rembourser le coût des travaux " strictement nécessaires pour assurer la sécurité et la fiabilité du réseau " (ce qui a une portée plus limitée, et est donc sans doute moins cher, que " les travaux nécessaires " mentionnés dans la mise en demeure).
   L'article 93, § 1er, du projet contient deux graphiques dont la légende est en anglais (plutôt qu'en français ou en néerlandais).
   Cette observation s'applique également à certains graphiques figurant dans les articles 94 et 97 du projet.
   Les graphiques des versions française et néerlandaise de l'article 94, § 3, du projet ne correspondent pas. Il y a lieu d'y remédier.
   A l'article 371 du projet, on écrira " est abrogé " au lieu de " est remplacé par le présent arrêté ". Il se déduit en effet de l'entrée en vigueur de l'arrêté envisagé que celui ci se substitue à l'arrêté royal du 19 décembre 2002.
   Indépendamment du mot " zal " qui est superflu dans le texte néerlandais de l'article 372, du projet, la formule " produit ses effets le " est réservée aux arrêtés auxquels il est conféré un effet rétroactif. Or, la date du 27 avril 2019 se situe encore dans le futur et en tout état de cause l'arrêté en projet ne peut se voir attribuer un effet rétroactif compte tenu de sa nature. Par conséquent, on écrira " entre en vigueur le " au lieu de " produit ses effets le ".
   Les dispositions transitoires contenues aux articles 375 et 376 du projet ne prévoient pas de délai ni de sanctions dans l'hypothèse où l'utilisateur du réseau ne signerait pas à temps le projet de contrat ou ne prendrait pas les dispositions nécessaires pour que ses installations soient conformes. Par conséquent, c'est comme si le gestionnaire du réseau de transport devait tolérer purement et simplement l'inaction de l'utilisateur du réseau. La question se pose dès lors de savoir s'il ne faudrait pas préciser les mesures (par exemple, refuser l'accès) que le gestionnaire du réseau de transport peut prendre et à partir de quel moment il peut le faire.
   L'article 378 du projet doit prévoir que les articles 211 à 213 " cessent d'être en vigueur le " (et non : " sont abrogés à compter du ") jour mentionné.
   Le greffier,
   Annemie GOOSSENS
   Le président,
   J. BAERT

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