IEC 63223-1:2026

• Abstract:

  IEC 63223-1:2026 provides an overview of asset management, its principles and value creation options for the management of network assets in power systems.; This document can be applied to all types of network assets and by all types and sizes of power network companies. The term power network company does not necessarily refer to legally structured companies.; In this document, network assets refer mainly to the physical assets of the electrical energy network, meaning items, equipment, or systems that have potential or actual value for the electric company and are part of the power lines and substations responsible for the transmission and distribution of electrical energy. Examples of network assets that can be included in the asset portfolio of a power network company are presented in IEC 63223-2:2026, 4.2.2.

• Status: Published
• Publication Date: 21-Jul-2026
• ICS: 03.100.01 - Company organization and management in general
• ICS: 29.240.01 - Power transmission and distribution networks in general
• Technical Committee: TC 123 - Management of network assets in power systems
• Drafting Committee: WG 1 - TC 123/WG 1
• Current Stage: PPUB - Publication issued
• Start Date: 22-Jul-2026
• Completion Date: 24-Jul-2026

IEC 63223-1 ®
Edition 1.0 2026-07
INTERNATIONAL
STANDARD
Management of network assets in power systems -
Part 1: Overview, principles and terminology
ICS 29.240.01; 03.100.01 ISBN 978-2-8327-1363-1

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CONTENTS
FOREWORD . 2
INTRODUCTION . 4
1 Scope . 6
2 Normative references . 6
3 Terms, definitions and abbreviated terms . 6
3.1 Terms and definitions. 6
3.2 Abbreviated terms . 6
4 Principles for asset management of power networks . 7
4.1 Overview of asset management . 7
4.2 Main characteristics of power networks . 7
4.3 Main activities related to the asset management of power networks . 8
4.4 Risk-informed decision-making process . 9
5 Value creation options . 10
5.1 General . 10
5.2 Value creation options from power network assets . 10
5.2.1 Maintenance and renewal of existing assets . 10
5.2.2 Asset specification . 11
5.2.3 New asset construction . 11
5.2.4 Effective utilization of assets . 11
5.2.5 Network solution . 11
5.2.6 Non-network solution or supply and demand management . 12
5.2.7 Resilience. 13
5.2.8 Data and information . 13
Annex A (informative) Examples of value creation options . 14
A.1 General . 14
A.2 Maintenance and renewal of existing assets . 14
A.3 Asset specification . 15
A.4 New asset construction . 15
A.5 Effective utilization of assets . 16
A.6 Network solution . 16
A.7 Non-network solution or supply and demand management . 17
A.8 Resilience . 17
A.9 Data and information . 17
Annex B (informative) Structure of IEC TC 123 standards . 18
B.1 Structure . 18
B.2 Core documents . 18
B.3 Process document . 18
B.4 Support documents . 18
B.5 Associated documents . 19
Bibliography . 20

Figure B.1 – Framework for IEC TC 123 documents . 18

INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION
____________
Management of network assets in power systems -
Part 1: Overview, principles and terminology

FOREWORD
1) The International Electrotechnical Commission (IEC) is a worldwide organization for
standardization comprising all national electrotechnical committees (IEC National Committees).
The object of IEC is to promote international co-operation on all questions concerning
standardization in the electrical and electronic fields. To this end and in addition to other
activities, IEC publishes International Standards, Technical Specifications, Technical Reports,
Publicly Available Specifications (PAS) and Guides (hereafter referred to as "IEC
Publication(s)"). Their preparation is entrusted to technical committees; any IEC National
Committee interested in the subject dealt with may participate in this preparatory work.
International, governmental and non-governmental organizations liaising with the IEC also
participate in this preparation. IEC collaborates closely with the International Organization for
Standardization (ISO) in accordance with conditions determined by agreement between the two
organizations.
2) The formal decisions or agreements of IEC on technical matters express, as nearly as
possible, an international consensus of opinion on the relevant subjects since each technical
committee has representation from all interested IEC National Committees.
3) IEC Publications have the form of recommendations for international use and are accepted
by IEC National Committees in that sense. While all reasonable efforts are made to ensure that
the technical content of IEC Publications is accurate, IEC cannot be held responsible for the
way in which they are used or for any misinterpretation by any end user.
4) In order to promote international uniformity, IEC National Committees undertake to apply IEC
Publications transparently to the maximum extent possible in their national and regional
publications. Any divergence between any IEC Publication and the corresponding national or
regional publication shall be clearly indicated in the latter.
5) IEC itself does not provide any attestation of conformity. Independent certification bodies
provide conformity assessment services and, in some areas, access to IEC marks of conformity.
IEC is not responsible for any services carried out by independent certification bodies.
6) All users should ensure that they have the latest edition of this publication.
7) No liability shall attach to IEC or its directors, employees, servants or agents including
individual experts and members of its technical committees and IEC National Committees for
any personal injury, property damage or other damage of any nature whatsoever, whether direct
or indirect, or for costs (including legal fees) and expenses arising out of the publication, use
of, or reliance upon, this IEC Publication or any other IEC Publications.
8) Attention is drawn to the Normative references cited in this publication. Use of the referenced
publications is indispensable for the correct application of this publication.
9) IEC draws attention to the possibility that the implementation of this document may involve
the use of (a) patent(s). IEC takes no position concerning the evidence, validity or applicability
of any claimed patent rights in respect thereof. As of the date of publication of this document,
IEC had not received notice of (a) patent(s), which may be required to implement this document.
However, implementers are cautioned that this may not represent the latest information, which
may be obtained from the patent database available at https://patents.iec.ch. IEC shall not be
held responsible for identifying any or all such patent rights.
IEC 63223-1 has been prepared by IEC technical committee 123: Management of network
assets in power systems. It is an International Standard.
The text of this International Standard is based on the following documents:
Draft Report on voting
123/134/FDIS 123/140/RVD
Full information on the voting for its approval can be found in the report on voting indicated in
the above table.
The language used for the development of this International Standard is English.
This document was drafted in accordance with ISO/IEC Directives, Part 2, and developed in
accordance with ISO/IEC Directives, Part 1 and ISO/IEC Directives, IEC Supplement, available
at www.iec.ch/members_experts/refdocs. The main document types developed by IEC are
described in greater detail at www.iec.ch/publications.
A list of all parts in the IEC 63223 series, published under the general title Management of
network assets in power systems, can be found on the IEC website.
The committee has decided that the contents of this document will remain unchanged until the
stability date indicated on the IEC website under webstore.iec.ch in the data related to the
specific document. At this date, the document will be
– reconfirmed,
– withdrawn, or
– revised.
INTRODUCTION
Background
The IEC white paper "Strategic asset management of power networks" was published in 2015
[1] and TC 123 was established the following year to develop a management standard covering
power network assets.
This white paper and power network sector specific asset management standards (TC 123, IEC
63223 series [2]) were initiated by the CEO of a power network company who found that some
sections of asset management system standards (ISO 55000 series [3]) were very generic and
as such the requirements were not easy to follow and to discuss with the country's regulatory
authority.
The scope of TC 123 is "standardization to deliver, in co-operation with other TC/SCs and
international organizations, common methods and guidelines for coordinated lifetime
management of network assets in power systems to support good asset management". This
possibly includes the development of new methods and guidelines. Asset management is
defined as "coordinated activity of an organization to realize value from assets" in ISO
55000:2024, 3.2.1, which is part of the ISO 55000 series [3] (comprising ISO 55000:2024, ISO
55001:2024 and ISO 55002:2018 [4]).
The structure of the deliverables produced by TC 123 is specified in Annex B. In addition to this
document, the other standards published or under development include:
– IEC 60050-693 which defines the relevant terms used in the context of the management of
network assets in power systems;
– IEC TS 63224:2025 [5] which explains management aspects and provides case studies
related to asset management practices or implementation of an asset management system,
in the power network sector;
– IEC 63223-2:2026 [6] based on the approved new work item proposal (NP) 123/47/NP [7],
which explains the requirements for the development of a risk-informed decision-making
process within asset management.
One of the comments on the NP 123/47/NP and on the CD of IEC TS 63224:2025 [5] was: "The
scope is supposed to be about realizing value from power network assets, but it is biased
towards only reducing the risk of existing assets. TC 123 should have a broader scope".
Therefore, it was decided at the 2022 plenary meeting to create a new project, IEC 63223-1, to
present an overall picture that includes value creation as well as asset risk mitigation.
The purpose of this document, IEC 63223-1, is to provide an overview of the scope of the
whole IEC 63223 series [2], with principles and terminologies. The purpose of the IEC 63223
series [2] is to create power network sector-specific International Standards for the ISO 55000
series [3].
Users
The main intended users are:
– asset managers of power network companies;
– regulatory authorities of the power network companies.
Other assumed readers include:
– asset owners and service providers of power network companies;
– stakeholders of the power network companies.
It should be noted that this document has been prepared in such a way that the reader can
understand it to some extent by reading this document alone, but it assumes that the reader
has a basic knowledge of the ISO 55000 series [3].
Structure of this document
This document consists of three major parts after the scope in Clause 1 and the normative
references in Clause 2:
– Clause 3: Terms, definitions and abbreviated terms:
While IEC 60050-693 specifies terms for management of network assets in power systems
for the whole IEC, terms used only in the IEC 63223 series [2] and not in IEC 60050-693
should be described in IEC 63223-1. Terms in IEC 63223-1 can be integrated in IEC 60050-
693 later, if appropriate.
– Clause 4: Principles for asset management of power networks:
The ISO 55000 series [3] specifies an asset management system, i.e. the general
requirements for value creation. Clause 4 describes the principles for asset management of
power network assets, including the main characteristics of power networks, the main
activities related to asset management decisions and the risk-informed decision-making
process associated with asset risk mitigation. This process is detailed in IEC 63223-2:2026 [6].
– Clause 5: Value creation options:
There are various options of value-creating activities for power network assets, including
reducing risk and taking advantage of opportunities. Clause 5 describes those options.
– Annex A gives examples of value creation options;
– Annex B shows the current structure of the TC 123 standards.
1 Scope
This part of IEC 63223 series [2] provides an overview of asset management, its principles and
value creation options for the management of network assets in power systems.
This document can be applied to all types of network assets and by all types and sizes of power
network companies. The term power network company does not necessarily refer to legally
structured companies.
In this document, network assets refer mainly to the physical assets of the electrical energy
network, meaning items, equipment, or systems that have potential or actual value for the electric
company and are part of the power lines and substations responsible for the transmission and
distribution of electrical energy. Examples of network assets that can be included in the asset
portfolio of a power network company are presented in IEC 63223-2:2026 [6], 4.2.2.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content
constitutes requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies.
For undated references, the latest edition of the referenced document (including any
amendments) applies.
IEC 60050-693, International Electrotechnical Vocabulary - Part 693: Management of network
assets in power systems - Terminology
ISO 55000:2024, Asset management — Vocabulary, overview and principles
ISO 55001:2024, Asset management – Management system – Requirements
3 Terms, definitions and abbreviated terms
3.1 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in IEC 60050-693 apply.
ISO and IEC maintain terminology databases for use in standardization at the following
addresses:
– IEC Electropedia: available at https://www.electropedia.org/
– ISO Online browsing platform: available at https://www.iso.org/obp
3.2 Abbreviated terms
BESS Battery energy storage system
CIGRE Conseil international des grands réseaux électriques; International Council on Large
Electric Systems
DSO Distribution system operator
RIDM Risk-informed decision-making
TSO Transmission system operator
VPP Virtual power plant
4 Principles for asset management of power networks
4.1 Overview of asset management
According to ISO 55000:2024, asset management is a fundamental, organization-wide activity
that involves all levels, departments, and various disciplines to deliver value from assets in
alignment with organizational objectives. It requires decision-making that balances
performance, risks, opportunities, and costs across the asset life cycle. Asset management is
based on three key principles :
a) value, focusing on the contributions that assets make to long-term goals;
b) alignment, ensuring that financial, technical, and operational decisions are coordinated both
vertically and horizontally throughout the organization;
c) leadership, establishing a clear direction and sustaining commitment at all levels.
The CIGRE Technical Brochure 787 [8] provides detailed information on the implementation of
the ISO 55000 series [3] of standards in the field of power networks. It includes, for example,
the essential characteristics of asset management that differ from other management systems,
such as:
d) the necessity of a long-term strategy to ensure sustainable and efficient management;
e) the focus on the entire life cycle of assets to maximize value and performance;
f) an approach that enhances decision-making.
Therefore, focusing solely on cost and short-term performance can create situations where
value is reduced over the life of the asset.
4.2 Main characteristics of power networks
The main missions of a power network company can include, but are not limited to the following:
a) connecting any new power generation plant to the grid;
b) supplying any consumer;
c) managing supply-demand balance.
Electric power networks have specific structural and operational features, such as:
d) Power networks are complex systems characterized by [9]:
1) structural complexity: a large number of heterogeneous interconnected assets, with
different roles and technologies and connected to other systems such as power plants,
distributed energy sources, storage components and industries. A power network
consists of assets that interact in real time. The supply-demand balance shall be
achieved on a second-by-second basis;
2) dynamic complexity: local failures evolving to cascade failures leading to catastrophic
consequences.
e) Power networks are vulnerable to a variety of challenges such as natural hazards and
ageing components. Power network companies face uncertainty and associated unwanted
consequences when managing power network assets. One classic example of uncertainty
is the lifetime of an asset. Power network operators can rely on the rule of N-1 redundancy
to preserve the quality of service that can be considered as an example of a precautionary
measure: the failure of one asset has no consequence on continuity of supply, limiting the
potential for catastrophic electrical disturbances, however it does impact the resilience of
the supplies to further asset failures. Nevertheless, this does not mitigate other types of
consequences, such as environmental, safety, or financial consequences.
NOTE The N-1 criterion is a fundamental principle in the operation and planning of power networks. It requires that
the network is able to withstand the loss of any single major component, such as a transmission line, transformer, or
generator, without causing widespread service interruption or violating system operational limits. Compliance with
the N-1 criterion ensures that the network can maintain continuity of supply and stability even in the event of an
unscheduled outage of one system element.
f) Power networks are usually regulated systems with a geographic monopoly: strategic
organizational and asset management objectives are typically discussed by the regulatory
authority and the power network company, but increasing pressure is placed on power
network companies to justify their asset management decisions, the corresponding financial
requirements, and the needed human resources. Cost management is one everyday
challenge in the asset management trade-off between cost, risk, and performance.
Electric power networks are also identified as critical infrastructures [10], as they are large scale
networks for transmission and distribution of electricity, which is considered as an essential
element for the operation of all other infrastructures, such as water supply, telecommunications,
railways, or airports. The failure or destruction of the infrastructure can lead to significant
damage to the concerned society in several domains such as safety, health, economy,
environment, social well-being.
Transnational infrastructures such as interconnected power networks and industries can also
be impacted. Electric power networks' criticality will continuously increase with the
electrification of heating, transportation, and other sectors. The capacity and the reliability of
transmission and distribution networks are key to enable power system organizations to meet
their organizational objectives.
Being a critical infrastructure of general interest implies consideration of external factors to
make decisions that maximize the value for the whole society, such as public acceptance, public
safety, local and global environment protection (e.g. natural area, CO generation, raw material
consumption) and local employment, and not only the profit for the power network company.
The asset management of critical infrastructures with many uncertainties should rely on a
relevant risk management process, based on the state-of-the-art risk theory. Particular attention
is required to consider both the physical phenomena in a causal chain of events, and to go
beyond the probabilistic calculations based on models to respond effectively in case of
surprising events.
4.3 Main activities related to the asset management of power networks
Asset management decisions in power networks involve contributions from multiple
organizations and activities across the asset life cycle (from planning, acquisition, operation
and maintenance to renewal and disposal). Each stakeholder, such as asset owners or power
network operators, can have different objectives, but effective asset management requires
coordination to align these interests and ensure the reliable, efficient operation of the overall
power network, according to the asset management objectives.
The main activities related to asset management decisions include, but are not limited to, those
presented as follows:
a) Grid development:
1) Grid planning: The grid is designed to connect available generation plants and supply
consumer needs. Long-term trends in generation and consumption are uncertain, with
scenarios published by national energy agencies providing reference ranges. It is
possible that the precise location and capacity of large new generators (e.g. wind farms)
or consumers (e.g. data centres, factories) will not be known at the planning stage.
2) Investment planning: Grid planning relies on models and hypotheses of generation and
consumption to develop investment plans. These plans typically cover onshore and
offshore development, as well as interconnection projects.
3) Network restructuring: Network restructuring addresses issues caused by ageing or
obsolescence and provides an opportunity to align with energy transition goals. Studies
should synchronise the renewal of existing assets with the development of new
infrastructure to support increased electricity demand.

4) Implementation: Key steps for implementing investment plans include technology
selection, engineering studies, procurement, construction, and commissioning.
Transmission system operators (TSOs) and distribution system operators (DSOs) are
encouraged to share their investment plans with service providers to allow alignment of
resources and competencies.
5) Modernization and upgrading of the existing assets: The replacement of the existing
assets which are not at the end of their service life in order to modernize or upgrade, or
both, the existing systems.
b) Operation: Operation of the power network considers elements such as the network
topology, health and safety, the reliability of existing assets, the interconnection capacities,
and the climate hazards. The operators continuously take corrective actions through control
systems to balance the supply and demand for electricity in real-time, and to maintain the
reliability and the stability of the grid to prevent disruptions, such as blackouts. The
inadequacy of the capacity of the network can generate high re-dispatching costs, penalty
costs and unplanned outages. Grid planning objective is to mitigate and prevent inadequacy
of capacity, to ensure the good operation of the network over time.
c) Maintenance and renewal of existing assets: Maintain, repair, refurbish, replace, reuse or
scrap are possible actions for managing assets. Coordination and optimization of
maintenance and renewal actions throughout the life cycle of a network asset are part of
the asset life cycle management. It offers a wide range of benefits that go beyond just cost
savings. It contributes to improved efficiency, compliance, sustainability, and overall
organizational effectiveness. Moreover, for degraded or obsolescent networks, or when the
limits of allowed resources generate higher risk or lower performance, or both, it is time to
complement the asset-oriented approach with a risk-informed approach.
d) Resources allocation and portfolio management: The organization should evaluate the total
resources required to implement all asset management plans, including those related to
existing assets and grid development. In situations where available resources are
insufficient to meet the total needs, strategies for managing these constraints should be
considered. This can include assessing whether to adjust performance objectives or to
allocate additional resources. When the value creation is driven by risk mitigation, the
potential consequences of prioritizing certain actions over others should be analysed with
respect to asset management objectives and the criteria used for decision-making.
In the context of a power network company, resources can include budgets, internal and
external workforce, planned outage capacities, and capacities of power network equipment
suppliers.
4.4 Risk-informed decision-making process
The risk-informed decision-making (RIDM) process is the backbone for justifying and deciding
actions for mitigating the risks. The collaboration of many entities of the organization is essential
for the implementation and for the performance of the process.
The RIDM process consists of four specific steps:
a) risk decision-making context: context clarification, qualitative description of risks,
knowledge characterization, stakeholders' concerns identification;
b) risk management strategies: depending on the risk decision-making context, three main risk
management strategies can be used (quantitative risk assessment, cautionary principle, and
discursive strategy). When enabled by solid knowledge, using quantitative models is a
recommended approach to guide investment decisions by evaluating the performance of
risk mitigation solutions. Caution is also needed, as the value of risk can evolve over time
due to changes in context;
c) managerial review and judgement: discussion on performance of risk mitigation options.
Evaluation of resources needed for risk-mitigation implementation and potential impacts and
constraints on shared resources (e.g. workforce of specific maintenance teams);
d) performance evaluation and improvement: implementation of the asset management plan
monitoring, deviation from forecast analysis, knowledge improvement on risk
characterization.
IEC 63223-2:2026 [6] details the requirements for the implementation of a risk-informed
decision-making process. The power network company should define and use a RIDM process
to justify the decisions for the management of network assets in power systems.
5 Value creation options
5.1 General
Value is defined as the outcome of meeting the needs and expectations expressed by internal
or external stakeholders. As such, value is specific to each organization. IEC TS 63224:2025
[5] provides examples of stakeholder expectations in the context of power networks, as well as
examples of asset management objectives, asset management policies and asset management
strategic plans. Value creation is either related to developing new opportunities for stakeholders
or to mitigating risks in relation to unwanted consequences on value.
Options to create value for a power network include but are not limited to the items in 5.2.
5.2 Value creation options from power network assets
5.2.1 Maintenance and renewal of existing assets
Routine maintenance of an asset during its useful life is generally an efficient practice to achieve
health and safety requirements and to reduce the total life cycle expenses. Conversely, it can
be a waste of resources at the end-of-life stage. For certain assets, monitoring can be justified
by a cost-benefit approach. In case of difficulty in planning an outage, live-line working can be
a valuable option.
Enhanced maintenance, repair, refurbishment, and replacement are chosen considering the
balance of reduced risk and cost of each option for performance along the life cycle. Replacing
deteriorated assets with new assets decreases the probability of failure; this can be a valuable
solution for assets having a critical role in the network.
Sustainability analysis can generate new practices aiming to extend the lifetime in operation
before disposal, for example:
– reusing a replaced asset in a different place of the network where the consequence of failure
is low;
– extending useful life by partial refurbishment, or by de-rating of the asset;
– keeping assets with degraded functionality in operation can be considered, provided that a
risk assessment demonstrates that this does not compromise safety, reliability, or regulatory
compliance. Additional cautionary measures can be considered to ensure an acceptable
level of performance. For example, it can be acceptable to keep a remote-controlled
disconnector, which has lost its remote-control functionality, in operation for a defined period
until replacement. The teams responsible for operating this electrical area can be informed
of this loss of remote control and adjust operating schemes and contingency measures
accordingly.
In addition, sustainability analysis can also lead to replacement of certain assets (e.g. polluted
with PCB, recurrent SF leaks) before their end of life by a new eco-friendly type of asset.
See examples in Clause A.2.
5.2.2 Asset specification
When deciding asset specifications, life cycle cost and cost benefit analysis should be favoured.
Better specification can balance cost, risk, and performance and increase long term value. Life
cycle assessment information can be considered for the choice of a technology. Sustainability
requires a conservative approach to the use of resources, considering the embedded carbon
cost of each asset investment and adoption of eco-friendly solutions. Low-tech, low-impact,
low-waste and refurbishable assets can be a valuable option for design. Setting asset
specifications to maximize the value and setting qualification tests (type-tests and endurance
tests) to guarantee the quality of the purchased equipment are good practices.
See examples in Clause A.3.
5.2.3 New asset construction
a) Connection: new assets are typically built, when new power generation plants (onshore or
offshore) are constructed or when demand increases, such as for the connection of
industrial customers. Additional situations that can require the creation of new assets
include improving the resilience of a specific area or developing interconnections. These
examples are not exhaustive. Addressing demand and power supply is considered essential
because it naturally generates value. Many countries are counting on an increase in
electricity consumption to decarbonize their industrial production, gain energy
independence and control price. As mentioned in 4.2, the construction of transmission
assets takes a long time. Therefore, it can be worth considering proactively constructing
assets based on future predictions before actual connection-applications are accepted.
b) Long-term optimization: when replacing assets or connecting new demand or generation, it
is valuable to undertake a thorough analysis of expected future requirements. Assessing
factors such as projected load growth, technological trends, and local development plans,
using appropriate modelling and planning tools, can support decisions that ensure assets
are optimally sized and selected to meet both current and anticipated needs. For instance,
in areas experiencing rapid change, restructuring the electric network through coordinated
disposal, refurbishment, and construction, informed by strategic forecasting, can deliver
greater long-term value than a simple one-for-one replacement.
See examples in Clause A.4.
5.2.4 Effective utilization of assets
In many cases, power network assets can be used for additional purposes beyond electricity
supply, regardless of whether they are publicly or privately owned. Examples include installing
telecommunication equipment on utility poles or in underground tunnels or placing power cables
in railway infrastructure. Such asset sharing or multi-purpose use can create value, such as
rental income or reduced installation costs, but requires careful assessment of associated
costs, risks, and operational constraints.
For instance, there can be an increased complexity in access and maintenance, or potential
impacts on asset life cycles and safety requirements. Coordinated planning and decision-
making frameworks are essential to fully understand the benefits and challenges of such
arrangements.
See examples in Clause A.5.
5.2.5 Network solution
In value-creating activities, the previous subclauses addressed actions performed on the assets
themselves. However, in the context of power networks, there are also actions that adjust the
network configuration and operation, rather than the assets themselves. Ageing of the assets
to a degraded state, inadequacy of the assets, or inadequacy of the grid schema to the system
current and future needs can all drive the re-structuring of the network.
a) Operating an electric network to the limit of its capacity can be a high-risk strategy, as it
involves pushing the grid's infrastructure to its maximum capabilities. This approach is
typically reserved for emergency situations or short-term demand surges (large extreme
heatwaves or extreme cold weather conditions) and is not sustainable in the long run.
b) Smart grids: utilities are implementing smart grids that enable two-way communication
between the utility and consumers. This allows for dynamic pricing and demand response
programs. For instance, during periods of high demand, the utility can send signals to smart
thermostats to adjust temperatures or to electric vehicle chargers to delay charging,
reducing strain on the grid.
c) Grid-integrated energy storage: advanced energy storage systems, such as large-scale
lithium-ion batteries, are integrated into the grid. These batteries can store excess
renewable energy during times of low demand and release it when demand is high, thereby
balancing the grid. With the increased development of renewable energies and in particular
photovoltaic solar energy, the challenge of tomorrow is to coincide consumption with times
when carbon-free production will be abundant, particularly in the middle of the day. Battery
storage can be a valid option to complement demand management programs (see 5.2.6).
d) No-regret network re-structuring plan: considering generation and consumption scenarios
and the attached uncertainties in the long term, TSOs and DSOs adapt the network
continuously to prevent a supplier workforce shortage caused by too many replacement
projects and the associated decreased service performance. A practical option is to create
no-regret plans. Such plans identify infrastructure that is required for whatever scenario will
take place. The decisions to refurbish existing and/or build new infrastructure can thus be
made in good time to meet the planned commissioning date.
e) Dynamic and flexible utilization of network assets: the objective is to take advantage of the
available capacity of the assets and of the network at any time. Dynamic line rating, line
impedance adapter, phase shift transformer, flexible AC transmission network, high voltage
DC link are examples of active assets. Active assets can modify the distribution of the
current in the network. Active assets combined with network topology reconfiguration
(automations) and utilization of generation and demand flexibilities can help the operation.
Improved access to data, including information on load demand, weather conditions, and
power quality, allows operators to make real-time decisions using advanced analytics. This
enhanced data-driven management enables more efficient use of existing network assets
and can help defer or avoid the construction of new physical infrastructure. However, the
increase of complexity creates other risks to be identified and considered.
See examples in Clause A.6.
5.2.6 Non-network solution or supply and demand management
Asset management options are not always necessarily limited to assets or network modification
but can also be achieved by the flexibility of supply or demand.
a) Demand response programs: residential, commercial, and industrial customers are
encouraged to participate in demand response programs. During periods of peak demand,
they voluntarily reduce their electricity consumption or shift it to off-peak hours, helping to
flatten the load curve. Demand response helps grid operators to maintain the grid reliability
by reducing peak electricity demand during times of stress on the system, such as hot
summer days or cold winter days. By using demand response, utilities can defer or
altogether avoid costly infrastructure upgrades, such as building new power plants or battery
storage or expanding transmission and distribution lines. This results in cost savings for
both utilities and ratepayers. Demand response programs can be operated independently
of smart grid technologies, using more traditional communication and control methods, such
as phone notifications, preset tariffs, or manual load reduction agreements. However, the
deployment of smart grids significantly enhances the effectiveness, scalability, and
automation of demand response, such as real-time signals to smart appliances or automated
control systems.
b) Virtual power plants (VPPs) combine distributed energy resources, such as solar panels,
wind turbines, energy storage systems, and demand response programs, into a unified,
controllable entity. The VPP aggregates these resources and uses advanced control
systems to optimize their operation in real-time. Overall, VPPs can create value by
optimizing grid operations, enhancing grid resilience, and promoting the integration of
renewable energy sources, all while benefiting both utilities and consumers. This value
extends beyond financial gains and includes environmental and societal benefits as well.
c) Generation curtailing refers to the intentional reduction of electricity generation, particularly
from renewable sources like wind and solar, due to various factors such as grid congestion
or transmission limitations. To mitigate curtailment, increasing local electricity demand (e.g.
by charging electric vehicles) can be an option. Curtailing is a short-term solution to prevent
grid overloads and delays the need for immediate infrastructure upgrades. In some
countries, non-firm connection allows power generation companies to connect to the grid
before upgrades but requires them to accept occasional curtailment, whereas firm
connection
...

IEC 63223-1 ®
Edition 1.0 2026-07
NORME
INTERNATIONALE
Gestion des actifs des réseaux d’énergie électrique - Aperçu général, principes
et terminologie
ICS 29.240.01; 03.100.01 ISBN 978-2-8327-1363-1

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utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et
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SOMMAIRE
SOMMAIRE . 1
AVANT-PROPOS . 2
INTRODUCTION . 4
1 Domaine d’application . 6
2 Références normatives . 6
3 Termes, définitions et abréviations . 6
3.1 Termes et définitions . 6
3.2 Abréviations . 6
4 Principes de la gestion d’actifs des réseaux d’énergie électrique . 7
4.1 Aperçu général de la gestion d’actifs . 7
4.2 Principales caractéristiques des réseaux d’énergie électrique . 7
4.3 Principales activités liées à la gestion d’actifs des réseaux d’énergie
électrique . 9
4.4 Processus de prise de décision éclairée par les risques . 10
5 Options de création de valeur . 11
5.1 Généralités . 11
5.2 Options de création de valeur à partir des actifs des réseaux d’énergie
électrique . 11
5.2.1 Maintenance et renouvellement des actifs existants. 11
5.2.2 Spécification des actifs . 12
5.2.3 Construction de nouveaux actifs . 12
5.2.4 Utilisation efficace des actifs . 12
5.2.5 Solution réseau . 13
5.2.6 Solution hors réseau ou gestion de l’offre et de la demande . 14
5.2.7 Résilience . 15
5.2.8 Données et informations . 15
Annexe A (informative) Exemples d’options de création de valeur . 16
A.1 Généralités . 16
A.2 Maintenance et renouvellement des actifs existants . 16
A.3 Spécification des actifs . 17
A.4 Construction de nouveaux actifs . 17
A.5 Utilisation efficace des actifs . 18
A.6 Solution réseau . 19
A.7 Solution hors réseau ou gestion de l’offre et de la demande . 19
A.8 Résilience . 20
A.9 Données et informations . 20
Annexe B (informative) Structure des normes du TC 123 de l’IEC . 21
B.1 Structure . 21
B.2 Documents de base . 21
B.3 Documents de processus . 21
B.4 Documents d’accompagnement. 22
B.5 Documents associés . 22
Bibliographie . 23

Figure B.1 – Cadre pour les documents du TC 123 de l’IEC . 21

COMMISSION ÉLECTROTECHNIQUE INTERNATIONALE
____________
Gestion des actifs des réseaux d’énergie électrique -
Partie 1: Aperçu général, principes et terminologie

AVANT-PROPOS
1) La Commission Électrotechnique Internationale (IEC) est une organisation mondiale de normalisation
composée de l’ensemble des comités électrotechniques nationaux (Comités nationaux de l’IEC). L’IEC a
pour objet de favoriser la coopération internationale pour toutes les questions de normalisation dans les
domaines de l’électricité et de l’électronique. À cet effet, l’IEC – entre autres activités – publie des
Normes internationales, des Spécifications techniques, des Rapports techniques, des Spécifications
accessibles au public (PAS) et des Guides (ci-après dénommés "Publication(s) de l’IEC"). Leur
élaboration est confiée à des comités d’études, aux travaux desquels tout Comité national intéressé par
le sujet traité peut participer. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l’IEC, participent également aux travaux. L’IEC collabore étroitement
avec l’Organisation Internationale de Normalisation (ISO), selon des conditions fixées par accord entre
les deux organisations.
2) Les décisions ou accords officiels de l’IEC concernant les questions techniques représentent, dans la
mesure du possible, un accord international sur les sujets étudiés, étant donné que les Comités nationaux
de l’IEC intéressés sont représentés dans chaque comité d’études.
3) Les Publications de l’IEC se présentent sous la forme de recommandations internationales et sont
agréées comme telles par les Comités nationaux de l’IEC. Tous les efforts raisonnables sont entrepris
afin que l’IEC s’assure de l’exactitude du contenu technique de ses publications; l’IEC ne peut pas être
tenue responsable de l’éventuelle mauvaise utilisation ou interprétation qui en est faite par un quelconque
utilisateur final.
4) Dans le but d’encourager l’uniformité internationale, les Comités nationaux de l’IEC s’engagent, dans
toute la mesure possible, à appliquer de façon transparente les Publications de l’IEC dans leurs
publications nationales et régionales. Toutes divergences entre toutes Publications de l’IEC et toutes
publications nationales ou régionales correspondantes doivent être indiquées en termes clairs dans ces
dernières.
5) L’IEC elle-même ne fournit aucune attestation de conformité. Des organismes de certification
indépendants fournissent des services d’évaluation de conformité et, dans certains secteurs, accèdent
aux marques de conformité de l’IEC. L’IEC n’est responsable d’aucun des services effectués par les
organismes de certification indépendants.
6) Tous les utilisateurs doivent s’assurer qu’ils sont en possession de la dernière édition de cette
publication.
7) Aucune responsabilité ne doit être imputée à l’IEC, à ses administrateurs, employés, auxiliaires ou
mandataires, y compris ses experts particuliers et les membres de ses comités d’études et des Comités
nationaux de l’IEC, pour tout préjudice causé en cas de dommages corporels et matériels, ou de tout
autre dommage de quelque nature que ce soit, directe ou indirecte, ou pour supporter les coûts (y compris
les frais de justice) et les dépenses découlant de la publication ou de l’utilisation de cette Publication de
l’IEC ou de toute autre Publication de l’IEC, ou au crédit qui lui est accordé.
8) L’attention est attirée sur les références normatives citées dans cette publication. L’utilisation de
publications référencées est obligatoire pour une application correcte de la présente publication.
9) L’IEC attire l’attention sur le fait que la mise en application du présent document peut entraîner
l’utilisation d’un ou de plusieurs brevets. L’IEC ne prend pas position quant à la preuve, à la validité et à
l’applicabilité de tout droit de brevet revendiqué à cet égard. À la date de publication du présent
document, l’IEC n’avait pas reçu notification qu’un ou plusieurs brevets pouvaient être nécessaires à sa
mise en application. Toutefois, il y a lieu d’avertir les responsables de la mise en application du présent
document que des informations plus récentes sont susceptibles de figurer dans la base de données de
brevets, disponible à l’adresse https://patents.iec.ch. L’IEC ne saurait être tenue pour responsable de ne
pas avoir identifié de tels droits de brevet.
L’IEC 63223-1 a été établie par le comité d’études 123 de l’IEC: Gestion des actifs des réseaux
d’énergie électrique. Il s’agit d’une Norme internationale.
Le texte de cette Norme internationale est issu des documents suivants:
Projet Rapport de vote
123/134/FDIS 123/140/RVD
Le rapport de vote indiqué dans le tableau ci-dessus donne toute information sur le vote ayant
abouti à son approbation.
La langue employée pour l’élaboration de cette Norme internationale est l’anglais.
La version française n’a pas été soumise au vote.
Ce document a été rédigé selon les Directives ISO/IEC, Partie 2, il a été développé selon les
Directives ISO/IEC, Partie 1 et les Directives ISO/IEC, Supplément IEC, disponibles sous
www.iec.ch/members_experts/refdocs. Les principaux types de documents développés par
l’IEC sont décrits plus en détail sous www.iec.ch/publications.
Une liste de toutes les parties de la série IEC 63223, publiées sous le titre général Gestion des
actifs des réseaux d’énergie électrique, se trouve sur le site web de l’IEC.
Le comité a décidé que le contenu de ce document ne sera pas modifié avant la date de stabilité
indiquée sur le site web de l’IEC sous webstore.iec.ch dans les données relatives au document
recherché. À cette date, le document sera:
– reconduit,
– supprimé, ou
– révisé.
INTRODUCTION
Contexte
Le livre blanc de l’IEC "Strategic asset management of power networks" a été publié en 2015 [1]
et le TC 123 a été établi l’année suivante afin de développer une norme de gestion couvrant
les actifs des réseaux d’énergie électrique.
Ce livre blanc et les normes de gestion d’actifs spécifiques au secteur des réseaux d’énergie
électrique (TC 123, série IEC 63223 [2]) ont été élaborés à l’initiative du PDG d’un gestionnaire
de réseaux d’énergie électrique qui a constaté que certaines sections des normes de systèmes
de management (série ISO 55000 [3]) étaient très génériques et que, de ce fait, les exigences
n’étaient pas faciles à comprendre et à discuter avec les autorités de réglementation du pays.
Le domaine d’application du TC 123 est la "Normalisation pour fournir, en coopération avec
d’autres TC/SC et organisations internationales, des méthodes et lignes directrices communes
pour la gestion de la durée de vie coordonnée des actifs des réseaux d’énergie électrique visant
à une bonne gestion de ces actifs". Cela peut comprendre le développement de nouvelles
méthodes et lignes directrices. Dans l’ISO 55000:2024, 3.2.1, qui fait partie de la série
ISO 55000 [3] (qui comprend l’ISO 55000:2024, l’ISO 55001:2024 et l’ISO 55002:2018 [4]), la
gestion d’actifs se définit comme des "activités coordonnées d’un organisme dans le but de
créer de la valeur à partir d’actifs".
La structure des livrables produits par le TC 123 est précisée à l’Annexe B. Outre le présent
document, les autres normes publiées ou en cours d’élaboration sont les suivantes:
– l’IEC 60050-693, qui définit les termes pertinents utilisés dans le contexte de la gestion des
actifs des réseaux d’énergie électrique;
– l’IEC TS 63224:2025 [5], qui explique les aspects de la gestion et fournit des études de cas
relatives aux pratiques de gestion d’actifs ou à la mise en œuvre d’un système de gestion
d’actifs, dans le secteur des réseaux d’énergie électrique;
– l’IEC 63223-2:2026 [6], basée sur la proposition approuvée de la proposition d’étude
nouvelle (NP) 123/47/NP [7], qui explique les exigences relatives à l’élaboration d’un
processus de prise de décision éclairée par les risques dans le cadre de la gestion d’actifs.
L’un des commentaires sur le NP 123/47/NP et sur le CD de l’IEC TS 63224:2025 [5] était le
suivant: "Le domaine d’application est présumé concerner la création de la valeur à partir
d’actifs des réseaux d’énergie électrique, mais il est biaisé en faveur de la seule réduction du
risque des actifs existants. Il convient que le domaine d’application du TC 123 soit plus étendu".
Par conséquent, il a été décidé lors de la réunion plénière de 2022 de créer un nouveau projet,
l’IEC 63223-1, afin de présenter une vue d’ensemble qui inclut la création de valeur, ainsi que
l’atténuation du risque lié aux actifs.
L’objectif du présent document, l’IEC 63223-1, est de fournir un aperçu général du domaine
d’application de l’ensemble de la série IEC 63223 [2], ainsi que les principes et les
terminologies. L’objectif de la série IEC 63223 [2] consiste à élaborer des Normes
internationales spécifiques au secteur des réseaux d’énergie électrique pour la série
ISO 55000 [3].
Utilisateurs
Les principaux utilisateurs cibles sont:
– les gestionnaires d’actifs des gestionnaires de réseaux d’énergie électrique,
– les autorités réglementaires des gestionnaires de réseaux d’énergie électrique.
Les autres lecteurs présumés sont:
– les propriétaires d’actifs et les fournisseurs de services des gestionnaires de réseaux
d’énergie électrique,
– les parties prenantes des gestionnaires de réseaux d’énergie électrique.
Il convient de noter que le présent document a été établi de manière à ce que le lecteur puisse
le comprendre en grande partie en le lisant seul, mais il est présumé que le lecteur possède
une connaissance élémentaire de la série ISO 55000 [3].
Structure du présent document
Le présent document comprend trois parties principales après le Domaine d’application
(Article 1) et les Références normatives (Article 2):
– Article 3: Termes, définitions et termes abrégés:
Alors que l’IEC 60050-693 spécifie les termes relatifs à la gestion des actifs des réseaux
d’énergie électrique pour l’ensemble de l’IEC, il convient que l’IEC 63223-1 décrive les
termes utilisés uniquement dans la série IEC 63223 [2] et non dans l’IEC 60050-693. Les
termes de l’IEC 63223-1 pourront être intégrés dans l’IEC 60050-693 ultérieurement, le cas
échéant.
– Article 4: Principes relatifs à la gestion d’actifs des réseaux d’énergie électrique:
La série ISO 55000 [3] spécifie un système de gestion d’actifs, c’est-à-dire les exigences
générales de création de valeur. L’Article 4 décrit les principes de gestion d’actifs des
réseaux d’énergie électrique, ainsi que les caractéristiques principales des réseaux
d’énergie électrique, les principales activités liées aux décisions de gestion d’actifs et le
processus de prise de décision éclairée par les risques associé à l’atténuation du risque lié
aux actifs. Ce processus est décrit en détail dans l’IEC 63223-2:2026 [6].
– Article 5: Options de création de valeur:
Il existe plusieurs options d’activités de création de valeur pour les actifs des réseaux
d’énergie électrique, notamment réduire le risque et tirer parti des opportunités. L’Article 5
décrit ces options.
– L’Annexe A fournit des exemples d’options de création de valeur.
– L’Annexe B présente la structure actuelle des normes du TC 123.

1 Domaine d’application
La présente partie de la série IEC 63223 [2] fournit un aperçu général de la gestion d’actifs,
de ses principes et des options de création de valeur pour la gestion des actifs des réseaux
d’énergie électrique.
Le présent document peut s’appliquer à tous les types de réseaux et à tous les types et tailles
de gestionnaires de réseaux d’énergie électrique. Le terme gestionnaire de réseaux d’énergie
électrique ne désigne pas nécessairement des sociétés qui possèdent une structure juridique.
Dans le présent document, les actifs de réseau désignent principalement les actifs physiques
du réseau d’énergie électrique, c’est-à-dire les éléments, équipements ou systèmes qui ont une
valeur potentielle ou réelle pour la compagnie d’électricité et qui font partie des lignes
électriques et des postes responsables du transport et de la distribution de l’énergie électrique.
Des exemples d’actifs de réseau pouvant être inclus dans le portefeuille d’actifs d’un
gestionnaire de réseaux d’énergie électrique sont présentés dans l’IEC 63223-2:2026 [6], 4.2.2.
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu’ils constituent, pour tout ou partie
de leur contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule
l’édition citée s’applique. Pour les références non datées, la dernière édition du document de
référence s’applique (y compris les éventuels amendements).
IEC 60050-693, Vocabulaire Électrotechnique International - Partie 693: Gestion des actifs des
réseaux d’énergie électrique - Terminologie
ISO 55000:2024, Gestion d’actifs - Vocabulaire, aperçu général et principes
ISO 55001:2024, Gestion d’actifs - Systèmes de gestion d’actifs - Exigences
3 Termes, définitions et abréviations
3.1 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions de l’IEC 60050-693
s’appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées
en normalisation, consultables aux adresses suivantes:
– IEC Electropedia: disponible à l’adresse https://www.electropedia.org/
– ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https://www.iso.org/obp
3.2 Abréviations
BESS Battery Energy Storage System (système de stockage de l’énergie sur batterie)
CIGRE Conseil international des grands réseaux d’énergie électrique
GRD Gestionnaire de réseau de distribution
RIDM Risk-Informed Decision-Making (processus de prise de décision éclairée par les
risques)
GRT Gestionnaire de réseau de transport
VPP Virtual Power Plant (centrale électrique virtuelle)
4 Principes de la gestion d’actifs des réseaux d’énergie électrique
4.1 Aperçu général de la gestion d’actifs
Selon l’ISO 55000:2024, la gestion des actifs est une activité fondamentale à l’échelle de
l’organisme qui implique tous les niveaux, départements et diverses disciplines afin de tirer de
la valeur des actifs, en cohérence avec les objectifs de l’organisme. Elle exige un processus
de prise de décision qui équilibre la performance, les risques, les opportunités et les coûts tout
au long du cycle de vie des actifs. La gestion d’actifs repose sur trois principes clés:
a) la valeur, en se concentrant sur la contribution des actifs aux objectifs à long terme;
b) l’alignement, en veillant à ce que les décisions financières, techniques et opérationnelles
soient coordonnées tant verticalement qu’horizontalement au sein de l’organisme;
c) le leadership, en établissant une orientation claire et en soutenant l’engagement à tous les
niveaux.
La Brochure Technique 787 du CIGRE [8] fournit des informations détaillées sur la mise en
œuvre de la série de normes ISO 55000 [3] dans le domaine des réseaux d’énergie électrique.
Elle inclut, par exemple, les caractéristiques essentielles de la gestion d’actifs qui différencient
celle-ci des autres systèmes de gestion, telles que:
d) la nécessité d’une stratégie à long terme pour assurer une gestion durable et efficace;
e) l’accent mis sur l’ensemble du cycle de vie des actifs afin d’augmenter le plus possible la
valeur et la performance;
f) une approche qui améliore la prise de décision.
Par conséquent, se concentrer uniquement sur les coûts et la performance à court terme peut
engendrer des situations où la valeur est réduite sur la durée de vie de l’actif.
4.2 Principales caractéristiques des réseaux d’énergie électrique
Les principales missions d’un gestionnaire de réseaux d’énergie électrique peuvent inclure,
sans s’y limiter:
a) raccorder toute nouvelle centrale électrique au réseau,
b) desservir tous les consommateurs,
c) gérer l’équilibre entre l’offre et la demande.
Les réseaux d’énergie électrique présentent des caractéristiques structurelles et
opérationnelles spécifiques, telles que:
d) les réseaux d’énergie électrique sont des systèmes complexes caractérisés par [9]:
1) une complexité structurelle: un grand nombre d’actifs hétérogènes interconnectés, avec
des rôles et des technologies différents et connectés à d’autres systèmes tels que les
centrales électriques, les sources d’énergie distribuées, les composants de stockage et
les industries. Le réseau d’énergie électrique est constitué d’actifs en interaction en
temps réel. L’équilibre entre l’offre et la demande doit être atteint à chaque seconde;
2) une complexité dynamique: défaillances locales évoluant en défaillances en cascade
entraînant des conséquences catastrophiques;
e) les réseaux d’énergie électrique sont vulnérables à toute une série de défis tels que les
phénomènes naturels dangereux et le vieillissement des composants. Les gestionnaires de
réseaux d’énergie électrique sont confrontés à plusieurs incertitudes et aux conséquences
indésirables qui en découlent lorsqu’elles gèrent les actifs des réseaux d’énergie électrique.
Un exemple classique d’incertitude est la durée de vie d’un actif. Les opérateurs de réseaux
d’énergie électrique peuvent s’appuyer sur la règle de redondance N-1 pour préserver la
qualité de service qui peut être considérée comme un exemple de mesure de précaution: la
défaillance d’un actif n’a aucune conséquence sur la continuité de l’alimentation, limitant le
potentiel de perturbations électriques catastrophiques, mais elle a un impact sur la
résilience des alimentations face à d’autres défaillances d’actifs. Néanmoins, cela n’atténue
pas les autres types de conséquences, telles qu’environnementales, sécuritaires ou
financières.
NOTE Le critère N-1 est un principe fondamental dans l’exploitation et la planification des réseaux d’énergie
électrique. Elle exige que le réseau soit capable de résister à la perte d’un seul composant principal, tel qu’une
ligne de transmission, un transformateur ou un générateur, sans provoquer d’interruption généralisée du service
ou sans enfreindre les limites opérationnelles du système. La conformité au critère N-1 assure que le réseau
peut maintenir la continuité d’alimentation et la stabilité même en cas d’arrêt non programmé d’un élément du
système.
f) les réseaux d’énergie électrique sont généralement des systèmes réglementés avec un
monopole géographique: les objectifs stratégiques en matière d’organisation et de gestion
d’actifs sont habituellement discutés par l’autorité réglementaire et le gestionnaire de
réseaux d’énergie électrique, mais une pression croissante est exercée sur les
gestionnaires de réseaux d’énergie électrique pour qu’ils justifient leurs décisions de
gestion d’actifs, les exigences financières correspondantes et les ressources humaines
nécessaires. La gestion des coûts est un défi quotidien de la gestion d’actifs, qui consiste
à trouver un compromis entre les coûts, les risques et les performances.
Les réseaux d’énergie électrique sont également identifiés comme des infrastructures
critiques [10], car il s’agit de réseaux de transport et de distribution d’électricité à grande
échelle, considérés comme un élément essentiel pour le fonctionnement de toutes les autres
infrastructures, telles que l’approvisionnement en eau, les télécommunications, les chemins de
fer ou les aéroports. La défaillance ou la destruction de l’infrastructure peut entraîner des
dommages importants pour la société concernée dans plusieurs domaines tels que la sécurité,
la santé, l’économie, l’environnement et le bien-être social.
Les infrastructures transnationales telles que les réseaux d’énergie électrique interconnectés
et les industries peuvent également être affectées. La criticité des réseaux d’énergie électrique
ne cesse d’augmenter avec l’électrification du chauffage, des transports et d’autres secteurs.
La capacité et la fiabilité des réseaux de transport et de distribution sont essentielles pour
permettre aux organismes de réseaux électriques d’atteindre les objectifs de l’organisme.
Être une infrastructure critique d’intérêt général implique de prendre en compte des facteurs
externes pour prendre des décisions qui augmentent le plus possible la valeur pour l’ensemble
de la société, tels que l’acceptation par le public, la sécurité publique, la protection de
,
l’environnement local et mondial (par exemple zone naturelle, production de CO
consommation de matières premières) et l’emploi local, et pas seulement le profit pour le
gestionnaire de réseaux d’énergie électrique.
Il convient que la gestion d’actifs des infrastructures critiques comportant de nombreuses
incertitudes s’appuie sur un processus de management du risque pertinent, basé sur la théorie
des risques la plus récente. Il faut accorder une attention particulière à la prise en compte des
phénomènes physiques dans une chaîne d’événements causaux et aller au-delà des calculs
probabilistes basés sur des modèles pour réagir efficacement en cas d’événements
surprenants.
4.3 Principales activités liées à la gestion d’actifs des réseaux d’énergie électrique
Les décisions de gestion des actifs dans les réseaux d’énergie électrique impliquent la
contribution de nombreux organismes et activités tout au long du cycle de vie des actifs (de la
planification, l’acquisition, l’exploitation et la maintenance au renouvellement et à la mise au
rebut). Chaque partie prenante, comme les propriétaires d’actifs ou les opérateurs de réseaux
d’énergie électrique, peut avoir des objectifs différents, mais une gestion efficace des actifs
exige une coordination afin d’aligner ces intérêts et assurer un fonctionnement fiable et efficace
du réseau d’énergie électrique global, conformément aux objectifs de gestion des actifs.
Les principales activités liées aux décisions de gestion d’actifs comprennent, sans s’y limiter,
celles présentées ci-après:
a) Développement du réseau:
1) planification du réseau: le réseau est conçu pour connecter les centrales électriques
disponibles et répondre aux besoins des consommateurs. Les tendances à long terme
de la production et de la consommation sont incertaines, les scénarios publiés par les
agences nationales de l’énergie fournissant des fourchettes de référence. Il est possible
que l’emplacement précis et la capacité des nouveaux générateurs (par exemple parcs
éoliens) ou des consommateurs (par exemple centres de données, usines) peuvent n’est
pas connus au stade de la planification;
2) planification des investissements: la planification du réseau s’appuie sur des modèles
et des hypothèses de production et de consommation pour élaborer des plans
d’investissement. Ces plans couvrent généralement le développement à terre et en mer,
ainsi que les projets d’interconnexion;
3) restructuration du réseau: la restructuration des réseaux répond aux problématiques
liées au vieillissement ou à l’obsolescence et est une opportunité pour s’aligner sur les
objectifs de la transition énergétique. Il convient que les études synchronisent le
renouvellement des actifs existants avec le développement de nouvelles infrastructures
pour soutenir l’augmentation de la demande d’énergie électrique;
4) mise en œuvre des plans d’investissement: les étapes clés de mise en œuvre des plans
d’investissement comprennent la sélection des technologies, les études d’ingénierie,
l’achat, la construction et la mise en service. Les gestionnaires de réseau de transport
(GRT) et les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) sont invités à partager leurs
plans d’investissement avec les fournisseurs de services afin de permettre l’alignement
des ressources et des compétences;
5) modernisation et mise à niveau des actifs existants: remplacement des actifs existants
qui ne sont pas en fin de vie afin de moderniser ou de mettre à niveau, ou les deux à la
fois, les systèmes existants;
b) Exploitation: l’exploitation du réseau d’énergie électrique tient compte d’éléments comme
la topologie du réseau, de la santé et de la sécurité, de la fiabilité des actifs existants, des
capacités d’interconnexion et des aléas climatiques. Les gestionnaires prennent
continuellement des mesures correctives par le biais de systèmes de commande pour
équilibrer l’offre et la demande d’énergie électrique en temps réel, et pour maintenir la
fiabilité et la stabilité du réseau afin d’éviter les perturbations, telles que les coupures.
L’insuffisance de la capacité du réseau peut générer des coûts de redispatching élevés, des
coûts de pénalités et des indisponibilités fortuites. L’objectif de la planification du réseau
est d’atténuer et de prévenir l’insuffisance de capacité, afin d’assurer le bon fonctionnement
du réseau dans le temps;
c) Maintenance et renouvellement des actifs existants: la maintenance, la réparation, la remise
en état, le remplacement, la réutilisation ou la mise au rebut sont des actions possibles pour
la gestion des actifs. La coordination et l’optimisation des actions de maintenance et de
renouvellement tout au long du cycle de vie d’un actif de réseau font partie de la gestion du
cycle de vie des actifs. Elle offre un large éventail d’avantages qui vont au-delà des simples
économies de coûts. Elle contribue à améliorer le rendement, la conformité, la durabilité et
l’efficacité globale de l’organisme. En outre, pour les réseaux dégradés ou obsolètes, ou
lorsque les limites des ressources autorisées génèrent un risque plus élevé ou une
performance plus faible, ou les deux à la fois, il est temps de compléter l’approche axée sur
les actifs par une approche éclairée par les risques;
d) Allocation des ressources et le management de portefeuille: il convient que l’organisme
évalue les ressources totales exigées pour mettre en œuvre tous les plans de gestion
d’actifs, y compris ceux liés aux actifs existants et au développement du réseau. Dans les
situations où les ressources disponibles sont insuffisantes pour satisfaire à la totalité des
besoins, il convient d’envisager des stratégies de gestion de ces contraintes. Il peut s’agir
de déterminer s’il convient d’ajuster les objectifs de performance ou d’allouer des
ressources supplémentaires. Lorsque la création de valeur est motivée par l’atténuation du
risque, il convient d’analyser les conséquences potentielles de la priorité accordée à
certaines actions par rapport à d’autres, au regard des objectifs de gestion d’actifs et des
critères utilisés pour la prise de décision.
Dans le contexte d’un gestionnaire de réseaux d’énergie électrique, les ressources peuvent
inclure les budgets, la main-d’œuvre interne et externe, les capacités d’indisponibilité
programmée et les capacités des fournisseurs d’équipements de réseaux d’énergie électrique.
4.4 Processus de prise de décision éclairée par les risques
Le processus de prise de décision éclairée par les risques (RIDM) est la pierre angulaire de la
justification et de la décision des actions pour atténuer le risque. La collaboration de
nombreuses entités de l’organisme est essentielle à la mise en œuvre et à la performance du
processus.
Le processus RIDM comprend quatre étapes spécifiques:
a) contexte de prise de décision lié aux risques: clarification du contexte, description
qualitative des risques, caractérisation des connaissances, identification des
préoccupations des parties prenantes;
b) stratégies de management du risque: selon le contexte de prise de décision lié aux risques,
trois stratégies principales de management du risque peuvent être utilisées (évaluation
quantitative des risques, principe de prudence et stratégie discursive). Lorsque des
connaissances solides le permettent, l’utilisation de modèles quantitatifs est recommandée
pour guider les décisions d’investissement en évaluant la performance des solutions
d’atténuation du risque. La prudence est également de mise, car la valeur du risque peut
évoluer au fil du temps en raison de changements de contexte;
c) revue managériale et jugement: discussion sur la performance des options d’atténuation du
risque. Évaluation des ressources nécessaires à la mise en œuvre de l’atténuation des
risques et des impacts et contraintes potentiels sur les ressources partagées (par exemple
effectifs d’équipes de maintenance spécifiques);
d) évaluation et amélioration des performances: mise en œuvre du suivi du plan de gestion
d’actifs, écart par rapport à l’analyse prévisionnelle, amélioration des connaissances sur la
caractérisation des risques.
L’IEC 63223-2:2026 [6] décrit en détail les exigences relatives à la mise en œuvre d’un
processus décisionnel basé sur le risque. Il convient que le gestionnaire de réseaux d’énergie
électrique définisse et utilise un processus RIDM pour justifier les décisions relatives à la
gestion des actifs des réseaux d’énergie électrique.
5 Options de création de valeur
5.1 Généralités
La valeur est définie comme le résultat de la satisfaction des besoins et attentes exprimés par
les parties prenantes internes ou externes. À ce titre, la valeur est spécifique à chaque
organisme. L’IEC TS 63224:2025 [5] fournit des exemples d’attentes des parties prenantes
dans le contexte des réseaux d’énergie électrique, ainsi que des exemples d’objectifs de
gestion d’actifs, de politiques de gestion d’actifs et de plans stratégiques de gestion d’actifs.
La création de valeur est liée soit au développement de nouvelles opportunités pour les parties
prenantes, soit à l’atténuation des risques liés aux conséquences indésirables sur la valeur.
Les options permettant de créer de la valeur pour un réseau d’énergie électrique incluent, sans
s’y limiter, les éléments de 5.2.
5.2 Options de création de valeur à partir des actifs des réseaux d’énergie électrique
5.2.1 Maintenance et renouvellement des actifs existants
La maintenance périodique d’un actif pendant sa durée de vie utile est généralement une
pratique efficace pour satisfaire aux exigences de santé et de sécurité et réduire les dépenses
totales sur le cycle de vie. À l’inverse, il peut s’agir d’un gaspillage de ressources en fin de vie.
Pour certains actifs, le suivi peut être justifié par une approche coût-bénéfice. En cas de
difficulté à programmer une indisponibilité, le travail sous tension peut être une option
intéressante.
La maintenance améliorée, la réparation, la remise en état et le remplacement sont choisis en
tenant compte de l’équilibre entre la réduction du risque et du coût de chaque option pour la
performance tout au long du cycle de vie. Le remplacement d’actifs détériorés par de nouveaux
actifs diminue la probabilité de défaillance; cela peut être une solution précieuse pour les actifs
ayant un rôle critique dans le réseau.
L’analyse de durabilité peut générer de nouvelles pratiques visant à prolonger la durée de vie
en exploitation avant élimination, par exemple:
– la réutilisation d’un actif remplacé à un autre endroit du réseau où les conséquences d’une
défaillance sont faibles;
– la prolongation de la durée de vie utile par remise en état partielle ou par déclassement de
l’actif;
– le maintien en exploitation d’actifs dont la fonctionnalité est dégradée peut être envisagé, à
condition qu’une appréciation du risque démontre qu’il ne compromet pas la sécurité, la
fiabilité ou la conformité réglementaire. Des mesures de prudence supplémentaires peuvent
être envisagées pour assurer un niveau de performance acceptable. Par exemple, il peut
être acceptable de maintenir en exploitation un sectionneur télécommandé, qui a perdu sa
fonctionnalité de commande à distance, pendant une période définie, jusqu’à son
remplacement. Les équipes chargées de l’exploitation de cette section électrique peuvent
être informées de cette perte de commande à distance et ajuster en conséquence les
schémas d’exploitation et les mesures d’urgence.
En outre, l’analyse de durabilité peut également conduire à remplacer certains actifs
(par exemple pollués au PCB, fuites récurrentes de SF ) avant leur fin de vie par un nouveau
type d’actifs respectueux de l’environnement.
Voir les exemples à l’Article A.2.
5.2.2 Spécification des actifs
Lors de la détermination des spécifications des actifs, il convient de privilégier l’analyse du coût
du cycle de vie et l’analyse coût-bénéfice. Une meilleure spécification peut équilibrer les coûts,
les risques et les performances et augmenter la valeur à long terme. Les informations relatives
à l’analyse du cycle de vie peuvent être prises en compte pour le choix d’une technologie.
La durabilité exige une approche prudente de l’utilisation des ressources, en tenant compte du
coût du carbone intrinsèque de chaque investissement d’actif et de l’adoption de solutions
écologiques. Les actifs à faible valeur technologique, à faible impact, peu polluants et pouvant
être remis en état peuvent être une option précieuse pour la conception. La définition des
spécifications des actifs pour augmenter le plus possible la valeur et la définition des essais de
qualification (essais de type et essais d’endurance) pour s’assurer de la qualité des
équipements achetés sont de bonnes pratiques.
Voir les exemples à l’Article A.3.
5.2.3 Construction de nouveaux actifs
a) Raccordement: de nouveaux actifs sont généralement construits lors de la construction de
nouvelles centrales électriques (à terre ou en mer) ou d’augmentation de la demande,
par exemple pour le raccordement de clients industriels. D’autres situations pouvant exiger
la création de nouveaux actifs comprennent notamment l’amélioration de la résilience d’une
zone donnée ou le développement d’interconnexions. Ces exemples ne sont pas exhaustifs.
Il est considéré comme essentiel de répondre à la demande et de fournir de l’électricité, car
cela crée naturellement de la valeur. De nombreux pays comptent sur une augmentation de
la consommation d’énergie électrique pour décarboner leur production industrielle, gagner
en indépendance énergétique et maîtriser les prix. Comme mentionné en 4.2,
la construction des actifs de transport est longue. Par conséquent, il peut être intéressant
d’envisager la construction proactive d’actifs sur la base de prévisions futures avant que les
demandes de raccordement soient acceptées.
b) Optimisation à long terme: lors du remplacement d’actifs et le raccordement d’une nouvelle
demande ou d’une nouvelle génération, il est utile d’entreprendre une analyse approfondie
des exigences futures attendues. L’évaluation de facteurs tels que la croissance prévue de
la charge, les tendances technologiques et les plans de développement local, à l’aide
d’outils de modélisation et de planification appropriés, peut éclairer les décisions qui
assurent que les actifs sont dimensionnés de manière optimale et sélectionnés pour
satisfaire à la fois aux besoins actuels et prévus. Par exemple, dans les zones soumises à
des évolutions rapides, la restructuration du réseau électrique par une coordination de la
mise au rebut, de la remise en état et de la construction, étayée par des prévisions
stratégiques, peut générer une valeur à long terme supérieure à celle d’un simple
remplacement à l’identique.
Voir les exemples à l’Article A.4.
5.2.4 Utilisation efficace des actifs
Dans de nombreux cas, les actifs des réseaux d’énergie électrique peuvent être utilisés à des
fins supplémentaires à la simple fourniture d’électricité, qu’ils appartiennent au secteur public
ou privé. Des exemples incluent l’installation d’équipements de télécommunicatio
...