Conformité au code de réseau (Grid Code Compliance) · Glossaire

La conformité au code de réseau signifie qu'une installation respecte, preuves à l'appui, les règles techniques de raccordement et d'exploitation d'un réseau électrique. Il ne suffit donc pas qu'une installation photovoltaïque, un parc éolien, un stockage par batteries, un électrolyseur ou une centrale puisse injecter ou soutirer de l'électricité. L'installation doit se comporter, dans des limites définies, de manière à ce que le réseau reste stable, sûr et pilotable. On peut la comparer à l'homologation routière d'un véhicule : une voiture peut rouler sans homologation. Mais elle ne peut circuler sur la route que si elle prouve qu'elle satisfait aux prescriptions en matière de freins, d'éclairage et de émissions de gaz d'échappement.

Un code de réseau (Grid Code) est un corpus de règles relatives au raccordement et à l'exploitation d'installations électriques sur le réseau. Il fixe notamment les plages de tension et de fréquence que l'installation doit supporter, la manière dont elle réagit aux défauts du réseau, les fonctions de protection requises, l'étendue dans laquelle elle doit fournir ou absorber de la puissance réactive, ainsi que les interfaces de mesure, de commande et de communication qui doivent exister. La conformité signifie que l'installation satisfait à ces exigences et le démontre au gestionnaire de réseau. Selon la classe de l'installation, cela se fait au moyen de certificats d'unité et de composant, de certificats d'installation, de déclarations de conformité, de modèles de simulation vérifiés, de procès-verbaux d'essai, de justificatifs de paramétrage, de procès-verbaux de mise en service et, en partie, de mesures en cours d'exploitation.

La notion est étroitement liée au raccordement au réseau, mais n'a pas la même signification. Le raccordement au réseau est la liaison physique et contractuelle d'une installation avec le réseau. La conformité au code de réseau décrit si l'installation est techniquement apte à ce raccordement et si elle s'y comporte correctement, preuves à l'appui. Une installation peut être entièrement construite et raccordée électriquement sans pour autant être conforme. C'est le cas, par exemple, lorsque des paramètres de protection sont mal réglés, qu'un onduleur réagit de manière inadmissible ou qu'un certificat prescrit fait défaut.

Ce que réglementent les codes de réseau

Les réseaux électriques fonctionnent dans des limites techniques étroites. La fréquence du réseau permet de voir si la production et la consommation sont en équilibre dans le système synchrone interconnecté. La tension doit rester localement dans des plages admissibles. Les courts-circuits, les pertes de lignes ou les creux de tension ne doivent pas entraîner la déconnexion simultanée d'une grande puissance de production. Les codes de réseau traduisent ces exigences en obligations concrètes pour les exploitants d'installations et les fabricants. Au niveau de l'UE, le code de réseau pour les producteurs d'électricité poursuit expressément l'objectif de garantir la sécurité du système et d'intégrer les énergies renouvelables dans le réseau. Il exige notamment que les installations restent connectées au réseau dans des plages de fréquence et de tension définies.

Une exigence centrale concerne les écarts de fréquence. En cas de faibles écarts, les installations ne doivent pas se déconnecter immédiatement, mais doivent traverser des plages définies. Selon la réglementation, elles doivent réduire leur puissance active en fonction de la fréquence ou, dans la mesure où cela est techniquement possible, l'augmenter. Pour les creux de tension, il s'agit du Fault Ride Through : l'installation doit surmonter un défaut du réseau pendant une durée déterminée sans se déconnecter de manière inadmissible. Cette exigence est si importante parce qu'un défaut local peut devenir un incident de stabilité à l'échelle suprarégionale si de nombreuses installations de production se déconnectent simultanément.

Un autre domaine est la puissance réactive. Au sens strict, elle ne transporte pas d'énergie utilisable, mais influence la tension dans le réseau. Les éoliennes modernes, les onduleurs PV et les stockages par batteries peuvent fournir ou absorber de la puissance réactive. Les codes de réseau définissent la plage dans laquelle cette capacité doit se situer et la manière dont le gestionnaire de réseau l'utilise au moyen de courbes caractéristiques, de valeurs de consigne ou de la télécommande. Les installations deviennent ainsi des éléments actifs du maintien de la tension.

La protection et la communication font également partie de la conformité. Les systèmes de protection doivent détecter les défauts et déconnecter les installations de manière ciblée. En même temps, ils ne doivent pas interpréter à tort des événements de réseau admissibles comme un motif de déconnexion. Via les interfaces de communication, le gestionnaire de réseau peut imposer des valeurs de consigne, limiter l'injection ou surveiller les états de fonctionnement. En Allemagne, pour un certificat d'installation de type B temporaire délivré sous condition, la NELEV exige par exemple, dès la délivrance, la preuve du concept de protection. Cela comprend la protection de découplage de niveau supérieur, la protection de découplage de l'unité de production et sa protection propre. En outre, le concept de commande de la puissance active et de régulation de la puissance réactive doit être démontré.

Cadre juridique et classes de puissance dans l'UE et en Allemagne

Dans l'UE, le règlement (UE) 2016/631 constitue la base : le code de réseau établissant les exigences de raccordement au réseau pour les producteurs d'électricité (Requirements for Generators, RfG). Il s'applique aux installations de production synchrones, aux installations non synchrones telles que les parcs éoliens et PV, et aux installations en mer. Il est complété par des codes de raccordement propres pour les installations de consommation et pour le transport en courant continu à haute tension (CCHT). Le RfG répartit les installations en types A à D selon la tension au point de raccordement et la capacité maximale. Le type A commence à 0,8 kW. Le type D comprend toutes les installations dont le point de raccordement est à partir de 110 kV. Pour l'Europe continentale, le code mentionne des limites supérieures de 1 MW pour le type B, 50 MW pour le type C et 75 MW pour le type D. Les États membres peuvent abaisser ces limites.

En Allemagne, l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur) a approuvé le 24 avril 2018 des seuils plus bas : type B à partir de 0,135 MW, type C à partir de 36 MW et type D à partir de 45 MW. Indépendamment de la puissance, une installation raccordée à partir de 110 kV est considérée comme de type D. Les détails techniques figurent dans les règles d'application VDE FNN pour le niveau de tension concerné. Pour ces règles, il existe une présomption réfragable qu'elles correspondent aux règles de la technique généralement reconnues. La manière d'apporter la preuve est régie par l'ordonnance sur la preuve des propriétés électrotechniques (Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung, NELEV). Elle s'applique par analogie aux stockages d'électricité.

Types B et C : un document de preuve est nécessaire, composé au minimum d'un certificat d'installation et d'une déclaration de conformité. Il doit être délivré par un organisme de certification accrédité selon la norme DIN EN ISO/IEC 17065.
Simplification pour les petites installations de type B : si la puissance d'injection et la puissance installée cumulée au point de raccordement sont d'au plus 270 kW et que toutes les unités soumises à certification disposent de certificats valables, aucun certificat d'installation n'est nécessaire. Dans le réseau moyenne tension ou à un niveau supérieur, cela suffit pour une puissance installée jusqu'à 500 kW, avec un procès-verbal d'essai supplémentaire pour la protection de découplage.
Types C et D : les modèles de simulation du comportement de l'installation doivent être vérifiés par un organisme de certification accrédité.
Registre des certificats : depuis le 1er février 2025, les fabricants doivent déposer leurs certificats d'unité et de composant dans un registre conformément au § 49d EnWG. Dans la procédure d'autorisation d'exploitation, les exploitants ne transmettent plus que le numéro d'enregistrement. Les gestionnaires de réseau ne peuvent pas demander le contenu des certificats par une autre voie.

Distinction par rapport à la certification, à l'accord de raccordement et à l'autorisation d'exploitation

La conformité au code de réseau est souvent assimilée à la certification. C'est inexact. Les certificats sont des documents de preuve, non une propriété technique. Un certificat d'unité atteste qu'un type donné d'onduleur ou de générateur satisfait aux exigences dans des conditions définies. Un certificat d'installation considère la combinaison concrète d'unités de production, de transformateurs, de câbles, du concept de protection, de la régulation du parc et du point de raccordement au réseau. La conformité ne résulte que de l'interaction entre la conception, les composants, le paramétrage, la preuve et l'exploitation effective.

Un accord de raccordement ne remplace pas non plus la conformité. Le gestionnaire de réseau peut réserver un point de raccordement ou confirmer qu'un raccordement est en principe possible. Il n'en découle pas que l'installation puisse être exploitée dans toute configuration technique. Les logiciels et micrologiciels sont expressément réglementés : selon la NELEV, un certificat d'unité ou de composant perd en principe sa validité lorsque les propriétés électrotechniques certifiées changent. Il existe une exception étroitement limitée pour une modification unique et prescrite, attestée par une preuve complémentaire. Les fabricants doivent en outre veiller à ce qu'une mise à jour logicielle n'écrase pas les réglages imposés par le gestionnaire de réseau.

L'autorisation d'exploitation n'est pas non plus une simple formalité après la construction. Le RfG distingue les procédures selon le type d'installation. Pour les installations de type D, il prévoit des notifications échelonnées : une autorisation d'exploitation pour la mise sous tension, une autorisation d'exploitation provisoire et enfin l'autorisation d'exploitation définitive. Pour les types B et C, la procédure repose principalement sur un document de preuve, pour lequel des attestations d'équipement d'un organisme de certification habilité peuvent être utilisées. Selon la NELEV, le gestionnaire de réseau doit refuser l'autorisation d'exploitation définitive si les obligations de preuve ne sont pas remplies. Il doit déconnecter du réseau une installation déjà en service et non conforme après un délai de remédiation. Ce délai est en règle générale de deux mois, et d'un mois en cas de défauts de la protection de découplage.

Pourquoi la conformité gagne en importance dans le système électrique renouvelable

Les anciens systèmes électriques étaient marqués par de grandes centrales synchrones. Leurs générateurs tournent directement au rythme de la fréquence du réseau et apportent naturellement une masse en rotation et une puissance de court-circuit. Avec le développement de l'éolien, du photovoltaïque et des stockages, la part des installations raccordées au réseau par des onduleurs augmente. Leur comportement ne résulte pas de la physique d'une machine, mais de la mesure, de l'algorithme de régulation, des paramètres et du logiciel. Un onduleur peut réagir très rapidement. Mais il peut aussi être mal paramétré, se déconnecter de manière inattendue lors de certains événements de réseau ou entrer en oscillations avec d'autres régulations. Plus ces installations sont nombreuses dans le réseau, plus il est important que leur comportement soit correct au point de raccordement au réseau concret et pas seulement dans la fiche technique.

Pour un stockage par batteries, cette question se pose de manière encore plus aiguë, car il peut à la fois injecter et absorber de l'électricité. Il peut être utilisé pour le soutien de la fréquence, le redispatching, l'autoconsommation ou l'arbitrage. Du point de vue du réseau, il importe en outre de savoir comment il réagit aux creux de tension, à une perte de communication ou à des événements de protection. Une exploitation économiquement judicieuse n'est pas automatiquement compatible avec le réseau. Le code de réseau délimite le cadre technique dans lequel l'optimisation économique est permise. De grands consommateurs tels que les électrolyseurs, les centres de données ou les installations industrielles peuvent eux aussi influencer le réseau par des variations rapides de charge, des besoins en puissance réactive ou des harmoniques. Un code de raccordement européen propre aux installations de consommation s'applique à eux.

Malentendus typiques

Une erreur répandue consiste à voir la conformité au code de réseau comme une homologation unique d'un produit. Or de nombreuses exigences dépendent du point de raccordement concret. Le niveau de tension, la puissance de court-circuit, l'impédance du réseau, le concept de protection et les installations voisines contribuent à déterminer si un comportement est admissible. Un onduleur certifié peut être correctement utilisé dans une installation et nécessiter, dans une autre, des preuves supplémentaires ou d'autres réglages.

Une deuxième erreur assimile la capacité technique à la performance vérifiée. Qu'une installation puisse fournir de la puissance réactive ou traverser des défauts ne signifie pas qu'elle le fasse dans toute situation d'exploitation dans l'ampleur exigée, avec la bonne dynamique et en interaction avec d'autres installations. C'est pourquoi les codes de réseau exigent des courbes caractéristiques, des temps de réaction, des précisions de mesure et des valeurs limites définis.

On oublie aussi souvent que les codes de réseau ne sont pas des lois de la nature. Ce sont des règles techniquement fondées, fixées par des institutions : la Commission européenne par les codes de réseau, les autorités de régulation par les seuils et les approbations, les organismes de normalisation et les gestionnaires de réseau par les règles d'application. Il en résulte des coûts, des délais et des compétences. Des transformateurs de mesure supplémentaires, des équipements de protection, des régulateurs de parc, la certification et des études de simulation augmentent l'effort et la durée d'un projet. Ces coûts ne sont pas simplement de la bureaucratie, même si des procédures peuvent être trop lentes ou disparates. Ils existent parce que de nombreuses installations décentralisées doivent ensemble produire un comportement de réseau que fournissaient auparavant quelques grandes centrales. C'est précisément pour cette raison que le législateur a créé en Allemagne des simplifications pour les petites installations, par exemple la limite de 270 kW.

Relation avec le marché, l'exploitation du réseau et la sécurité d'approvisionnement

La conformité au code de réseau limite la participation au marché et la rend en même temps possible. Une installation peut tirer des revenus du marché de l'électricité tant que son exploitation respecte les exigences techniques minimales du réseau. En cas de congestions, d'écarts de fréquence ou de consignes de tension, les exigences du réseau peuvent modifier les programmes de marche économiques. Pour la sécurité d'approvisionnement, la conformité est une base, mais ne remplace pas la planification du système. Les installations conformes se comportent de manière prévisible dans le cadre défini. Elles ne remplacent ni une capacité de réseau suffisante, ni une puissance garantie, ni des réserves, ni le développement du réseau.

Évolution : RfG 2.0 et onduleurs formateurs de réseau

Comme la part des installations basées sur des onduleurs augmente, les codes de réseau évoluent. Le 8 juillet 2026, la Commission européenne a publié le projet d'un règlement délégué révisant le code de réseau existant (RfG 2.0). La consultation publique a duré jusqu'au 25 août 2026. Le projet repose sur une recommandation de l'agence européenne de régulation ACER de 2023. Il inclut expressément les stockages, les véhicules électriques et d'autres installations basées sur des onduleurs, et contient aussi des exigences relatives aux capacités de formation de réseau, qui doivent permettre un comportement semblable à celui de la réserve d'inertie instantanée. Jusqu'à son adoption, il n'est toutefois pas contraignant. À la date de novembre 2026, le règlement (UE) 2016/631 continue de s'appliquer. Après l'adoption, il faut en outre s'attendre à des délais transitoires et à des étapes de mise en œuvre nationales. Pour les fabricants et les exploitants, la conformité devient ainsi plus dynamique : ils doivent s'attendre à ce que des preuves plus précises et des concepts de régulation plus robustes soient exigés à l'avenir.

La conformité au code de réseau est ainsi la preuve solide qu'une installation ne se contente pas d'échanger de l'énergie, mais respecte les règles techniques du réseau. La notion distingue la simple aptitude au raccordement de l'exploitation compatible avec le système. Cette distinction devient d'autant plus importante que le système électrique est constitué de nombreuses installations décentralisées, régulées par l'électronique de puissance et optimisées économiquement.

Sources

Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission vom 14. April 2016 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger — Europäische Union, EUR-Lex; 2016-04-14. Erwägungsgründe 3, 10, 17; Art. 1, Art. 5 (Typen A–D), Art. 29 ff. (Betriebserlaubnisverfahren), Art. 35 (vorübergehende Betriebserlaubnis Typ D)
Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung (NELEV) — Bundesministerium der Justiz / Bundesamt für Justiz (gesetze-im-internet.de); 2017-06-12 (zuletzt geändert 2024-05-16). §§ 1–7, insbesondere § 2 Abs. 2–6, § 4 Abs. 3, 9, 10, § 5, § 6, § 7 Abs. 4
Beschluss BK6-16-166: Genehmigung der Schwellenwerte für die Maximalkapazität von Stromerzeugungsanlagen des Typs B, C und D — Bundesnetzagentur; 2018-04-24. Tenor und Abschnitt 3.1
Revision of Network Code on Requirements for Grid Connection of Generators — Energy Storage Europe; 2026-08. Nachrichtenseite, Abschnitte zum Entwurf und zur Konsultation
42nd Grid Connection European Stakeholder Committee (GC ESC) – Minutes — ENTSO-E; 2026 (genaues Datum unbekannt). Punkt 2, EC-RfG Network Code – Updates

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Edited by eCMS on 12.11.2026 05:05