02017R1485 — DE — 15.03.2021 — 001.001

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►B VERORDNUNG (EU) 2017/1485 DER KOMMISSION vom 2. August 2017 zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb (Text von Bedeutung für den EWR) (ABl. L 220 vom 25.8.2017, S. 1)

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VERORDNUNG (EU) 2017/1485 DER KOMMISSION

vom 2. August 2017

zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb

(Text von Bedeutung für den EWR)







TEIL I

ALLGEMEINE BESTIMMUNGEN

Artikel 1

Gegenstand

Zur Gewährleistung der Betriebssicherheit, der Frequenzqualität und einer effizienten Nutzung des Verbundsystems enthält diese Verordnung detaillierte Leitlinien in Bezug auf folgende Aspekte:

a) Anforderungen und Grundsätze hinsichtlich der Betriebssicherheit;

b) Bestimmungen und Zuständigkeiten für die Koordination und den Datenaustausch zwischen ÜNB, zwischen ÜNB und VNB sowie zwischen ÜNB oder VNB und SNN bei der Betriebsplanung und beim echtzeitnahen Betrieb;

c) Bestimmungen für die Aus- und Weiterbildung und die Zertifizierung von Mitarbeitern der Netzbetreiber;

d) Anforderungen an die Nichtverfügbarkeits-Koordination;

e) Anforderungen an die Fahrplanerstellung für die einzelnen Regelzonen der ÜNB sowie

f) Bestimmungen zur Schaffung eines Unionsrahmens für die Leistungs-Frequenz-Regelung und Reserven.

Artikel 2

Anwendungsbereich

(1) Die Bestimmungen und Anforderungen dieser Verordnung gelten für die folgenden SNN: a) bestehende und neue Stromerzeugungsanlagen, die gemäß den Kriterien des Artikels 5 der Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission ( 1 ) als Stromerzeugungsanlagen des Typs B, C und D eingestuft werden oder würden; b) bestehende und neue Verbrauchsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss; c) bestehende und neue geschlossene Verteilernetze mit Übertragungsnetzanschluss; d) bestehende und neue Verbrauchsanlagen, geschlossene Verteilernetze und Dritte, soweit diese Laststeuerungsdienste gemäß den in Artikel 27 der Verordnung (EU) 2016/1388 der Kommission ( 2 ) festgelegten Kriterien direkt für ÜNB erbringen; e) Bereitsteller von Redispatch mithilfe aggregierter Stromerzeugungs- oder Verbrauchsanlagen sowie Anbieter von Wirkleistungsreserven gemäß Teil IV Titel 8 dieser Verordnung sowie f) bestehende und neue Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssysteme („HGÜ-Systeme“) gemäß den in Artikel 3 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2016/1447 ( 3 ) der Kommission festgelegten Kriterien.

(2) Diese Verordnung gilt für alle Übertragungsnetze, Verteilernetze und Verbindungsleitungen in der Union sowie für regionale Sicherheitskoordinatoren, mit Ausnahme von Übertragungsnetzen und Verteilernetzen oder Teilen von Übertragungsnetzen und Verteilernetzen, die sich auf Inseln von Mitgliedstaaten befinden, deren Netze nicht synchron mit einem der Synchrongebiete Kontinentaleuropa („KE“), Großbritannien („GB“), Nordeuropa, Irland-Nordirland („IE/NI“) oder Baltische Staaten betrieben werden.

(3) Sind in einem Mitgliedstaat mehrere ÜNB tätig, so gilt diese Verordnung für alle ÜNB in diesem Mitgliedstaat. Nimmt ein ÜNB keine Funktion wahr, die für eine oder mehrere Verpflichtungen im Rahmen dieser Verordnung relevant ist, können die Mitgliedstaaten im Einklang mit nationalen aufsichtsrechtlichen Bestimmungen festlegen, dass die Zuständigkeit der ÜNB für die Erfüllung einer, mehrerer oder aller Verpflichtungen aus dieser Verordnung einem oder mehreren bestimmten ÜNB zugewiesen wird.

(4) Solange und soweit die ÜNB Litauens, Lettlands und Estlands ihre Netze synchron in einem Synchrongebiet betreiben, in dem nicht alle Länder dem Unionsrecht unterliegen, sind sie von der Anwendung der in Anhang I dieser Verordnung aufgeführten Bestimmungen freigestellt, soweit in einer Kooperationsvereinbarung mit ÜNB von Drittländern, die gemäß Artikel 13 die Grundlage für ihre Zusammenarbeit zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs bildet, nichts anderes vorgesehen ist.

(5) Sind nach dieser Verordnung Anforderungen von einem relevanten Netzbetreiber festzulegen, bei dem es sich nicht um einen ÜNB handelt, können die Mitgliedstaaten bestimmen, dass stattdessen der ÜNB die betreffenden Anforderungen festlegt.

Artikel 3

Begriffsbestimmungen

(1) Für die Zwecke dieser Verordnung gelten die Begriffsbestimmungen in Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission ( 4 ), Artikel 2 der Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2016/1388 der Kommission, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2016/1447 der Kommission, Artikel 2 der Verordnung (EU) (EU) 2016/1719 der Kommission ( 5 ), Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 543/2013 der Kommission ( 6 ) über die Übermittlung und die Veröffentlichung von Daten in Strommärkten und Artikel 2 der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates ( 7 ).

(2) Zusätzlich gelten folgende Begriffsbestimmungen: 1. „Betriebssicherheit“ bezeichnet die Fähigkeit des Übertragungsnetzes, einen durch betriebliche Sicherheitsgrenzwerte bestimmten Normalzustand aufrechtzuerhalten oder so bald wie möglich wiederherzustellen; 2. „Einschränkung“ bezeichnet eine Situation, in der es erforderlich ist, Entlastungsmaßnahmen vorzubereiten und zu aktivieren, um betriebliche Sicherheitsgrenzwerte einzuhalten; 3. „N-Situation“ bezeichnet die Situation, in der alle Übertragungsnetzbetriebsmittel verfügbar sind, da kein Ausfall vorliegt; 4. „Ausfallvarianten-Liste“ bezeichnet die Liste der Ausfälle, die bei der Prüfung der Einhaltung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte zu simulieren sind; 5. „Normalzustand“ bezeichnet eine Situation, in der in der N-Situation oder nach einem auf der Ausfallvarianten-Liste verzeichneten Ausfall alle betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte des Netzes eingehalten werden, wobei die Auswirkungen der zur Verfügung stehenden Entlastungsmaßnahmen zu berücksichtigen sind; 6. „Frequency Containment Reserves“ („Frequenzhaltungsreserven“) oder „FCR“ bezeichnet die zur Stabilisierung der Netzfrequenz nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts zur Verfügung stehenden Wirkleistungsreserven; 7. „Frequency Restoration Reserves“ („Frequenzwiederherstellungsreserven“) oder „FRR“ bezeichnet die Wirkleistungsreserven, die zur Verfügung stehen, um die Netzfrequenz auf ihren Nennwert zu regeln bzw. um in einem Synchrongebiet, das mehr als eine LFR-Zone umfasst, den Ist-Leistungsaustausch auf den Soll-Leistungsaustausch zu regeln; 8. „Replacement Reserves“ („Ersatzreserven“) oder „RR“ bezeichnet die zur Ablösung oder Unterstützung der erforderlichen Höhe der FRR zur Verfügung stehenden Reserven für zusätzliche Ungleichgewichte im Netz, einschließlich Erzeugungsreserven; 9. „Reservenanbieter“ bezeichnet eine Rechtsperson, die gesetzlich oder vertraglich dazu verpflichtet ist, FCR, FRR oder RR mindestens einer Reserveeinheit oder -gruppe bereitzustellen; 10. „Reserveeinheit“ bezeichnet eine einzelne oder mehrere aggregierte Stromerzeugungsanlagen und/oder Verbrauchseinheiten, die einen gemeinsamen Netzanschlusspunkt haben und die Anforderungen hinsichtlich der Bereitstellung von FCR, FRR oder RR erfüllen; 11. „Reservegruppe“ bezeichnet aggregierte Stromerzeugungsanlagen, Verbrauchseinheiten und/oder Reserveeinheiten, die unterschiedliche Netzanschlusspunkte haben und die Anforderungen hinsichtlich der Bereitstellung von FCR, FRR oder RR erfüllen; 12. „Leistungs-Frequenz-Regelzone“ oder „LFR-Zone“ bezeichnet einen Teil eines Synchrongebietes oder ein vollständiges Synchrongebiet, der/das durch Messpunkte an Verbindungsleitungen mit anderen LFR-Zonen abgegrenzt ist und von einem oder mehreren ÜNB betrieben wird, der/die die Verpflichtungen zur Leistungs-Frequenzregelung erfüllt/erfüllen; 13. „Frequenzwiederherstellungszeit“ bezeichnet im Falle von Synchrongebieten mit nur einer LFR-Zone die maximal zu erwartende Zeit, in der die Netzfrequenz nach dem Auftreten eines höchstens dem Referenzstörfall entsprechenden momentanen Leistungsungleichgewichts in den Frequenzwiederherstellungsbereich zurückkehrt, und im Falle von Synchrongebieten mit mehr als einer LFR-Zone die maximal zu erwartende Zeit, in der das Ungleichgewicht nach dem Auftreten eines momentanen Leistungsungleichgewichts einer LFR-Zone ausgeglichen wird; 14. „(N-1)-Kriterium“ bezeichnet die Regel, wonach die nach dem Auftreten eines Ausfalls weiter in Betrieb befindlichen Betriebsmittel innerhalb der Regelzone eines ÜNB in der Lage sind, sich an die neue Betriebssituation anzupassen, ohne betriebliche Sicherheitsgrenzwerte zu überschreiten; 15. „(N-1)-Situation“ bezeichnet die Situation im Übertragungsnetz, in der ein Ausfall auf der Ausfallvarianten-Liste aufgetreten ist; 16. „Wirkleistungsreserve“ bezeichnet die für die Aufrechterhaltung der Frequenz verfügbaren Ausgleichsreserven; 17. „gefährdeter Zustand“ bezeichnet den Netzzustand, in dem die betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte des Netzes eingehalten werden, aber ein Ausfall auf der Ausfallvarianten-Liste festgestellt wurde, bei dessen Eintreten die verfügbaren Entlastungsmaßnahmen nicht ausreichen, um den Normalzustand aufrechtzuerhalten; 18. „Leistungs-Frequenz-Regelblock“ oder „LFR-Block“ bezeichnet einen Teil eines Synchrongebietes oder ein vollständiges Synchrongebiet, der/das physisch durch Messpunkte an Verbindungsleitungen mit anderen LFR-Blöcken abgegrenzt wird, eine oder mehrere LFR-Zonen umfasst und von einem oder mehreren ÜNB betrieben wird, der/die die Verpflichtung zur Leistungs-Frequenz-Regelung erfüllt/erfüllen; 19. „Area Control Error“ („Gebietsregelfehler“) oder „ACE“ bezeichnet die Summe des Leistungsregelfehlers („ΔP“), d. h. der Differenz zwischen dem in Echtzeit gemessenen Ist-Wert des Leistungsaustauschs („P“) und dem Regelprogramm („P0“) einer bestimmten LFR-Zone oder eines bestimmten LFR-Blocks, und des Frequenzregelfehlers („K*Δf“), d. h. des Produkts aus K-Faktor und der Frequenzabweichung dieser LFR-Zone oder dieses LFR-Blocks, und errechnet sich somit als ΔP+K*Δf; 20. „Regelprogramm“ bezeichnet eine Abfolge von Sollwerten für den über Drehstrom-Verbindungsleitungen („AC-Leitungen“) erfolgenden saldierten Leistungsaustausch einer LFR-Zone oder eines LFR-Blocks; 21. „Spannungsregelung“ bezeichnet die manuellen oder automatischen Regelungshandlungen am Einspeiseknotenpunkt, an den Knotenpunkten der Drehstromleitungen oder HGÜ-Systeme, an Transformatoren oder an anderen Vorrichtungen mit dem Ziel, einen Spannungs- oder Blindleistungssollwert zu erhalten; 22. „Blackout-Zustand“ („Schwarzfall-Zustand“) bezeichnet den Netzzustand, in dem der Betrieb des Übertragungsnetzes ganz oder teilweise eingestellt ist; 23. „interne Ausfallvariante“ bezeichnet eine Ausfallvariante innerhalb des Regelzone des ÜNB, einschließlich der Verbindungsleitungen; 24. „externe Ausfallvariante“ bezeichnet eine Ausfallvariante außerhalb der Regelzone des ÜNB und der dazugehörigen Verbindungsleitungen, deren Einflussfaktor die Ausfallvarianten-Einflussschwelle überschreitet; 25. „Einflussfaktor“ bezeichnet den numerischen Wert zur Quantifizierung der höchsten Auswirkung der Nichtverfügbarkeit eines Übertragungsnetzbetriebsmittels, das sich außerhalb der Regelzone des ÜNB und der dazugehörigen Verbindungsleitungen befindet, auf Übertragungsnetzbetriebsmittel aufgrund der durch diese Nichtverfügbarkeit verursachten Änderungen der Leistungsflüsse oder der Spannung. Sein Wert steigt mit der Höhe der Auswirkungen; 26. „Ausfallvarianten-Einflussschwelle“ bezeichnet einen numerischen Grenzwert, anhand dessen die Einflussfaktoren überprüft werden, wobei angenommen wird, dass eine Ausfallvariante außerhalb der Regelzone des ÜNB, deren Einflussfaktor die Ausfallvarianten-Einflussschwelle übersteigt, signifikante Auswirkungen auf die Regelzone des ÜNB und die dazugehörigen Verbindungsleitungen hat; 27. „Ausfallvarianten-Rechnung“ bezeichnet die computergestützte Simulation von Ausfällen auf der Ausfallvarianten-Liste; 28. „kritische Fehlerklärungszeit“ bezeichnet die maximale Dauer eines Fehlers, bei der das Übertragungsnetz einen stabilen Betrieb aufrechterhält; 29. „Fehler“ bezeichnet alle Arten von (ein-, zwei- und dreiphasigen) Kurzschlüssen (mit und ohne Erdkontakt), einen unterbrochenen Leiter, einen unterbrochenen Stromkreis oder einen instabilen Anschluss, der/die zu einer dauerhaften Nichtverfügbarkeit des betreffenden Übertragungsnetzbetriebsmittels führt; 30. „Übertragungsnetzbetriebsmittel“ bezeichnet jeden technischen Bestandteil des Übertragungsnetzes; 31. „Störung“ bezeichnet ein ungeplantes Ereignis, das eine Abweichung des Übertragungsnetzes vom Normalzustand verursachen könnte; 32. „dynamische Stabilität“ ist eine gebräuchliche allgemeine Bezeichnung für die Polradwinkelstabilität, die Frequenzstabilität und die Spannungsstabilität; 33. „Bewertung der dynamischen Stabilität“ bezeichnet die Bewertung der Betriebssicherheit hinsichtlich der dynamischen Stabilität; 34. „Frequenzstabilität“ bezeichnet die Fähigkeit des Übertragungsnetzes, in der N-Situation und nach einer Störung eine stabile Frequenz aufrechtzuerhalten; 35. „Spannungsstabilität“ bezeichnet die Fähigkeit des Übertragungsnetzes, in der N-Situation und nach einer Störung an allen seinen Knotenpunkten akzeptable Spannungen aufrechtzuerhalten; 36. „Netzzustand“ bezeichnet den anhand der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte beurteilten Betriebszustand des Übertragungsnetzes, bei dem es sich um den Normalzustand, den gefährdeten Zustand, den Notzustand, den Blackout-Zustand oder den Netzwiederaufbau-Zustand handeln kann; 37. „Notzustand“ bezeichnet den Netzzustand, in dem einer oder mehrere betriebliche Sicherheitsgrenzwerte überschritten wird/werden; 38. „Netzwiederaufbau-Zustand“ bezeichnet den Netzzustand, in dem das Ziel sämtlicher Tätigkeiten im Übertragungsnetz darin besteht, die Betriebssicherheit nach einem Blackout- oder Notzustand wiederherzustellen; 39. „außergewöhnliche Ausfallvariante“ bezeichnet das gleichzeitige Auftreten mehrerer Ausfälle mit gleicher Ursache; 40. „Frequenzabweichung“ bezeichnet die negative oder positive Differenz zwischen der tatsächlichen Frequenz und der Nennfrequenz des Synchrongebietes; 41. „Netzfrequenz“ bezeichnet die elektrische Netzfrequenz, wobei angenommen wird, dass ihre Messung in allen Teilen des Synchrongebietes innerhalb von Sekunden einen einheitlichen Wert ergibt, der sich an unterschiedlichen Messstellen nur unwesentlich unterscheidet; 42. „Frequenzwiederherstellungsprozess“ oder „FWP“ bezeichnet ein Verfahren zur Wiederherstellung der Nennfrequenz und bei Synchrongebieten, die mehr als eine LFR-Zone umfassen, ein Verfahren zur Wiederherstellung des geplanten Wertes des Leistungsausgleichs; 43. „Frequenzwiederherstellungs-Regelfehler“ oder „FRCE“ („Frequency Restoration Control Error“) bezeichnet den Regelfehler beim FWP, der dem ACE einer LFR-Zone bzw., wenn die LFR-Zone geografisch dem Synchrongebiet entspricht, der Frequenzabweichung entspricht; 44. „Fahrplan“ bezeichnet bestimmte Referenzwerte für Stromerzeugung, -verbrauch oder -austausch in einem bestimmten Zeitraum; 45. „K-Faktor“ einer LFR-Zone oder eines LFR-Blocks bezeichnet einen in Megawatt pro Hertz („MW/Hz“) angegebenen Wert, der so nahe wie praktisch möglich bei Folgendem liegt oder dieses übersteigt: Summe aus der Selbstregelung der Stromerzeugung, der Eigenregelung der Last und des Beitrags der Frequenzhaltungsreserven, bezogen auf die maximale Frequenzabweichung in stationärem Zustand; 46. „lokaler Zustand“ bezeichnet einen gefährdeten Zustand, Notzustand oder Blackout-Zustand, dessen Folgen sich nicht über die Regelzone einschließlich der angeschlossenen Verbindungsleitungen hinaus auszuweiten drohen; 47. „maximale Frequenzabweichung in stationärem Zustand“ bezeichnet die zu erwartende maximale Frequenzabweichung nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, das höchstens dem Referenzstörfall entspricht, bei der die Netzfrequenz auslegungsbedingt stabilisiert werden kann; 48. „Observability Area“ („Beobachtungsgebiet“) bezeichnet das eigene Übertragungsnetz eines ÜNB sowie die relevanten Teile von Verteilernetzen und Übertragungsnetzen benachbarter ÜNB, die der ÜNB in Echtzeit überwacht und modelliert, um die Betriebssicherheit in seiner Regelzone einschließlich der Verbindungsleitungen aufrechtzuerhalten; 49. „benachbarte ÜNB“ bezeichnet ÜNB, deren Netze über mindestens eine Drehstrom- oder Gleichstromverbindungsleitung miteinander verbunden sind; 50. „Betriebssicherheitsanalyse“ bezeichnet alle computergestützten, manuellen und automatischen Tätigkeiten zur Bewertung der Betriebssicherheit des Übertragungsnetzes sowie zur Abschätzung der für die Erhaltung der Betriebssicherheit erforderlichen Entlastungsmaßnahmen; 51. „Betriebssicherheitsindikatoren“ bezeichnet die von den ÜNB bei der Überwachung der Betriebssicherheit angewandten Indikatoren für die Netzzustände sowie für Fehler und Störungen, die Einfluss auf die Betriebssicherheit haben; 52. „Betriebssicherheitsranking“ bezeichnet das von den ÜNB bei der Überwachung der Betriebssicherheit auf der Grundlage der Betriebssicherheitsindikatoren angewandte Ranking; 53. „Betriebstests“ bezeichnet die von einem ÜNB oder VNB zur Instandhaltung, zur Entwicklung von Netzbetriebsverfahren und -weiterbildungen und zur Gewinnung von Informationen über das Übertragungsnetzverhalten bei anormalen Netzbedingungen durchgeführten Tests sowie die von signifikanten Netznutzern hinsichtlich ihrer Anlagen zu ähnlichen Zwecken durchgeführten Tests; 54. „gewöhnliche Ausfallvariante“ bezeichnet den Ausfall einer einzelnen Abzweigung oder Einspeisung; 55. „Ausnahme-Ausfallvariante“ bezeichnet das gleichzeitige Auftreten mehrerer Ausfälle ohne gemeinsame Ursache oder den Verlust von Stromerzeugungsanlagen mit einem Gesamtverlust an Erzeugungskapazität, der den Referenzstörfall übersteigt; 56. „Rampengeschwindigkeit“ bezeichnet die Geschwindigkeit der Wirkleistungsänderung einer Stromerzeugungsanlage, einer Verbrauchsanlage oder eines HGÜ-Systems; 57. „Blindleistungsreserve“ bezeichnet die für die Aufrechterhaltung der Spannung verfügbare Blindleistung; 58. „Referenzstörfall“ bezeichnet die maximale, momentan zwischen Erzeugung und Verbrauch in einem Synchrongebiet auftretende positive oder negative Leistungsabweichung, die bei der FCR-Dimensionierung berücksichtigt ist; 59. „Polradwinkelstabilität“ bezeichnet die Fähigkeit von Synchronmaschinen, in der N-Situation und nach einer Störung den synchronen Betrieb aufrechtzuerhalten; 60. „Sicherheitsplan“ bezeichnet einen Plan, der eine Risikobewertung hinsichtlich größerer physischer Bedrohungen und Cyberbedrohungen für kritische Anlagen des ÜNB sowie eine Prüfung ihrer möglichen Auswirkungen enthält; 61. „Stabilitätsgrenzwerte“ bezeichnet die zulässigen Grenzwerte für den Betrieb des Übertragungsnetzes und umfasst die Grenzwerte für die Spannungsstabilität, die Polradwinkelstabilität und die Frequenzstabilität; 62. „regelzonenübergreifender Zustand“ bezeichnet einen gefährdeten Zustand, Notzustand oder Blackout-Zustand, der sich auf angeschlossene Übertragungsnetze auszuweiten droht; 63. „Systemschutzplan“ bezeichnet die zu treffenden technischen und organisatorischen Maßnahmen zur Verhinderung der Ausweitung oder Zunahme einer Störung im Übertragungsnetz mit dem Ziel, eine übergreifende Störung und einen Blackout-Zustand zu vermeiden; 64. „Topologie“ bezeichnet den Schaltzustand der verschiedenen Übertragungs- oder Verteilernetzbetriebsmittel in einem Umspannwerk und umfasst die elektrische Konfiguration sowie die Stellung der Leistungsschutz- und Trennschalter; 65. „vorübergehend zulässige Überlastung“ bezeichnet die für einen begrenzten Zeitraum zulässige, vorübergehende Überlastung von Übertragungsnetzbetriebsmitteln, die keinen physischen Schaden an Übertragungsnetzbetriebsmitteln verursacht, solange bestimmte Werte für Dauer und Schwellen eingehalten werden; 66. „Istwertaufschaltung“ bezeichnet einen zusätzlichen Eingangswert der Regler der beteiligten LFR-Zonen, der die gleiche Wirkung hat wie ein Messwert einer physischen Verbindungsleitung und es ermöglicht, elektrische Energie zwischen den jeweiligen Gebieten auszutauschen; 67. „flexible Drehstromübertragungssysteme“ oder „FACTS“ (Flexible Alternating Current Transmission Systems) bezeichnet Betriebsmittel zur Drehstromübertragung elektrischer Leistung, die dazu dienen, eine bessere Regelbarkeit sowie eine größere Wirkleistungs-Übertragungskapazität zu erreichen; 68. „Leistungsbilanz“ beschreibt die Fähigkeit, die Last in einem Gebiet durch die Einspeisung in diesem Gebiet zu decken; 69. „aggregierter saldierter externer Fahrplan“ bezeichnet einen Fahrplan, der die saldierte Aufsummierung aller externen ÜNB-Fahrpläne sowie der Fahrpläne für den regelzonenüberschreitenden Handel zwischen zwei Fahrplangebieten oder zwischen einem Fahrplangebiet und einer Gruppe anderer Fahrplangebiete wiedergibt; 70. „Verfügbarkeitsplan“ bezeichnet die Kombination aller geplanten Verfügbarkeitszustände einer relevanten Anlage für einen bestimmten Zeitraum; 71. „Verfügbarkeitsstatus“ bezeichnet die Fähigkeit einer Stromerzeugungsanlage, eines Netzbetriebsmittels oder einer Verbrauchsanlage, während eines bestimmten Zeitraums eine Leistung zu erbringen, unabhängig davon, ob sie in Betrieb ist; 72. „echtzeitnah“ bedeutet, dass der Zeitraum zwischen der letzten Intraday-Auktionsschließung und der Echtzeit nicht mehr als 15 Minuten beträgt; 73. „Verbrauchsfahrplan“ bezeichnet einen Fahrplan für den Verbrauch einer Verbrauchsanlage oder einer Gruppe von Verbrauchsanlagen; 74. „ENTSO for Electricity Operational Planning Data Environment“ („Betriebsplanungs-Datenumgebung von ENTSO (Strom)“) oder „OPDE von ENTSO (Strom)“ bezeichnet Anwendungsprogramme und Instrumente, die es ermöglichen, die bei den Betriebsplanungsverfahren mehrerer ÜNB genutzten Daten zu speichern, auszutauschen und zu verwalten; 75. „Fahrplan für den regelzonenüberschreitenden Handel“ bezeichnet einen Fahrplan für den gewerblichen Stromhandel zwischen Marktteilnehmern in verschiedenen Fahrplangebieten; 76. „externer ÜNB-Fahrplan“ bezeichnet einen Fahrplan für den Stromaustausch zwischen ÜNB verschiedener Fahrplangebiete; 77. „störungsbedingte Nichtverfügbarkeit“ bezeichnet die ungeplante Außerbetriebnahme einer relevanten Anlage aus einem dringenden Grund, der nicht der betrieblichen Kontrolle des Betreibers der jeweiligen Anlage unterliegt; 78. „Erzeugungsfahrplan“ bezeichnet einen Fahrplan für die Stromerzeugung einer Stromerzeugungsanlage oder einer Gruppe von Stromerzeugungsanlagen; 79. „Fahrplan für den regelzoneninternen Handel“ bezeichnet einen Fahrplan für den gewerblichen Stromhandel zwischen Marktteilnehmern innerhalb eines Fahrplangebietes; 80. „interne relevante Anlage“ bezeichnet eine relevante Anlage innerhalb der Regelzone eines ÜNB oder eine relevante Anlage, die sich in einem Verteilernetz oder geschlossenen Verteilernetz befindet, das direkt oder indirekt mit der Regelzone dieses ÜNB verbunden ist; 81. „AC-Nettoposition des Gebiets“ bezeichnet die saldierte Aufsummierung aller externen Drehstrom-Fahrpläne eines Gebiets; 82. „Nichtverfügbarkeits-Koordinierungsregion“ bezeichnet eine Kombination von Regelzonen, für die die ÜNB Verfahren zur Überwachung und erforderlichenfalls zur Koordination des Verfügbarkeitsstatus der relevanten Anlagen für alle Zeitbereiche festlegen; 83. „relevante Verbrauchsanlage“ bezeichnet eine an der Nichtverfügbarkeits-Koordination beteiligte Verbrauchsanlage, deren Verfügbarkeitsstatus Einfluss auf die grenzübergreifende Betriebssicherheit hat; 84. „relevante Anlage“ bezeichnet jede relevante Verbrauchsanlage, Stromerzeugungsanlage und jedes relevante Netzbetriebsmittel, die/das an der Nichtverfügbarkeits-Koordination beteiligt ist; 85. „relevantes Netzbetriebsmittel“ bezeichnet jeden technischen Bestandteil eines Übertragungsnetzes, einschließlich der Verbindungsleitungen, oder eines Verteilernetzes, einschließlich geschlossener Verteilernetze, wie z. B. eine einzelne Leitung, einen einzelnen Stromkreis, einen einzelnen Transformator, einen einzelnen Phasenschieber-Transformator oder eine Spannungskompensationseinrichtung, der/die an der Nichtverfügbarkeits-Koordination beteiligt ist und dessen/deren Verfügbarkeitsstatus Einfluss auf die grenzübergreifende Betriebssicherheit hat; 86. „Unvereinbarkeit bei der Nichtverfügbarkeitsplanung“ bezeichnet den Zustand, bei dem eine Kombination des Verfügbarkeitsstatus einer oder mehrerer relevanter Netzbetriebsmittel, Stromerzeugungsanlagen und/oder Verbrauchsanlagen und der bestmöglichen Schätzung zur prognostizierten Situation des Stromnetzes zu einer Überschreitung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte führt, auch wenn die ÜNB die ihnen zur Verfügung stehenden, nicht mit Kosten verbundenen Entlastungsmaßnahmen treffen; 87. „Nichtverfügbarkeits-Planungsstelle“ bezeichnet eine mit der Planung des Verfügbarkeitsstatus einer relevanten Stromerzeugungsanlage, Verbrauchsanlage oder eines relevanten Netzbetriebsmittels beauftragte Stelle; 88. „relevante Stromerzeugungsanlage“ bezeichnet eine an der Nichtverfügbarkeits-Koordination beteiligte Stromerzeugungsanlage, deren Verfügbarkeitsstatus Einfluss auf die grenzübergreifende Betriebssicherheit hat; 89. „regionaler Sicherheitskoordinator“ bezeichnet die im Eigentum der ÜNB stehende(n) oder von ihnen kontrollierte(n) Organisation(en), die in einer oder mehreren Kapazitätsberechnungsregion(en) Aufgaben im Zusammenhang mit der regionalen Koordination der ÜNB wahrnimmt/wahrnehmen; 90. „Scheduling Agent“ bezeichnet die mit der Übermittlung der Fahrpläne von Marktteilnehmern an ÜNB oder ggf. Dritte beauftragte(n) Stelle(n); 91. „Fahrplangebiet“ bezeichnet ein Gebiet, in dem die Verpflichtungen der ÜNB hinsichtlich der Fahrplanerstellung aufgrund betrieblicher oder organisatorischer Erfordernisse gelten; 92. „Week-Ahead“ bezeichnet die der Kalenderwoche des Betriebs vorausgehende Woche; 93. „Year-Ahead“ bezeichnet das dem Kalenderjahr des Betriebs vorausgehende Jahr; 94. „betroffener ÜNB“ bezeichnet einen ÜNB, der Informationen über den Austausch von Reserven und/oder das Teilen von Reserven und/oder das IN-Verfahren und/oder das grenzübergreifende Aktivierungsverfahren für die Analyse und Aufrechterhaltung der Betriebssicherheit benötigt; 95. „Reservekapazität“ bezeichnet die Menge der FCR, FRR oder RR, die einem ÜNB zur Verfügung stehen muss; 96. „Reservenaustausch“ bezeichnet die Möglichkeit eines ÜNB, auf Reservekapazität zuzugreifen, die in einer anderen LFR-Zone, einem anderen LFR-Block oder einem anderen Synchrongebiet angeschlossen ist, um den aus seinem eigenen Reservedimensionierungsverfahren für FCR, FRR oder RR resultierenden Reservebedarf zu decken, wobei diese Reservekapazität ausschließlich diesem ÜNB zur Verfügung steht und von keinem anderen ÜNB bei der Deckung des aus seinem jeweiligen Reservedimensionierungsverfahren resultierenden Reservebedarfs berücksichtigt wird; 97. „Reserventeilung“ bezeichnet einen Mechanismus, bei dem mehr als ein ÜNB dieselbe Reservekapazität für FCR, FRR oder RR hinsichtlich der Deckung seines aus dem Reservedimensionierungsverfahren resultierenden Reservebedarfs berücksichtigt; 98. „Auslösezeit des gefährdeten Zustands“ bezeichnet die Zeit bis zum aktiven gefährdeten Zustand; 99. „automatische FRR“ bezeichnet FRR, die mithilfe eines automatischen Reglers aktiviert werden können; 100. „Reaktionszeit der Aktivierung der automatischen FRR“ bezeichnet den Zeitraum zwischen der Einstellung eines neuen Sollwerts durch den FRR-Regler und dem Beginn der physischen Bereitstellung automatischer FRR; 101. „Zeit bis zur vollständigen Aktivierung der automatischen FRR“ bezeichnet den Zeitraum zwischen der Einstellung eines neuen Sollwerts durch den Leistungs-Frequenz-Regler und der entsprechenden Aktivierung oder Deaktivierung der automatischen FRR; 102. „durchschnittliche FRCE-Daten“ bezeichnet eine aus den Durchschnittswerten des aufgezeichneten momentanen FRCE einer LFR-Zone oder eines LFR-Blocks innerhalb eines bestimmten Messzeitraums bestehende Datenreihe; 103. „Regelungskapazität bereitstellender ÜNB“ bezeichnet den ÜNB, der die Aktivierung seiner Reservekapazität für einen Regelungskapazität erhaltenden ÜNB gemäß den Bedingungen einer Vereinbarung über die Reserventeilung auslöst; 104. „Regelungskapazität erhaltender ÜNB“ bezeichnet den ÜNB, der bei der Berechnung der Reservekapazität die über einen Regelungskapazität bereitstellenden ÜNB verfügbare Reservekapazität gemäß den Bedingungen einer Vereinbarung über die Reserventeilung berücksichtigt; 105. „Kriterienanwendungsverfahren“ bezeichnet das Verfahren zur Berechnung der Zielparameter für das Synchrongebiet, den LFR-Block und die LFR-Zone auf der Grundlage der im Datenerhebungs- und -bereitstellungsverfahren gewonnenen Daten; 106. „Datenerhebungs- und -bereitstellungsverfahren“ bezeichnet das Verfahren zur Erhebung der erforderlichen Daten für die Anwendung der Frequenzqualitäts-Bewertungskriterien; 107. „grenzübergreifendes FRR-Aktivierungsverfahren“ bezeichnet ein zwischen den beteiligten ÜNB vereinbartes Verfahren, das es ermöglicht, in einer anderen LFR-Zone angeschlossene FRR durch eine entsprechende Anpassung der Eingangsdaten der beteiligten FWP zu aktivieren; 108. „grenzübergreifendes RR-Aktivierungsverfahren“ bezeichnet ein zwischen den beteiligten ÜNB vereinbartes Verfahren, das es ermöglicht, in einer anderen LFR-Zone angeschlossene RR durch eine entsprechende Anpassung der Eingangsdaten der beteiligten ERP zu aktivieren; 109. „dimensionierungsrelevanter Referenzfall“ bezeichnet das höchste zu erwartende momentane Wirkleistungsungleichgewicht innerhalb eines LFR-Blocks sowohl in positiver als auch in negativer Richtung; 110. „Netzzeitabweichung“ bezeichnet den Zeitunterschied zwischen der Synchronzeit und der koordinierten Weltzeit („UTC“); 111. „der vollständigen FCR-Aktivierung zugrunde liegende Frequenzabweichung“ bezeichnet den normierten Wert der Frequenzabweichung, bei der die FCR in einem Synchrongebiet vollständig aktiviert werden; 112. „Zeit bis zur vollständigen FCR-Aktivierung“ bezeichnet den Zeitraum zwischen dem Auftreten des Referenzstörfalls und der entsprechenden vollständigen Aktivierung der FCR; 113. „FCR-Verpflichtung“ bezeichnet die der Verantwortung eines ÜNB unterliegenden FCR bzw. den der Verantwortung eines ÜNB unterliegenden Teil der FCR; 114. „Frequenzhaltungsprozess“ oder „FHP“ bezeichnet ein Verfahren zur Stabilisierung der Netzfrequenz durch den Ausgleich von Ungleichgewichten mithilfe angemessener Reserven; 115. „Frequenzkopplungsverfahren“ bezeichnet ein zwischen allen ÜNB zweier Synchrongebiete vereinbartes Verfahren, das es ermöglicht, die Aktivierung von FCR durch Anpassung der HGÜ-Stromflüsse zwischen den Synchrongebieten zu koppeln; 116. „qualitätsbestimmende Frequenzparameter“ bezeichnet die wichtigsten Netzfrequenzvariablen, die die Grundsätze der Frequenzqualität bestimmen; 117. „Frequenzqualitäts-Zielparameter“ bezeichnet das wichtigste Ziel für die Netzfrequenz, anhand dessen das Verhalten der FCR-, FRR- und RR-Aktivierungsverfahren im Normalzustand bewertet wird; 118. „Frequenzqualitäts-Bewertungskriterien“ bezeichnet eine Reihe von Berechnungsvorschriften auf der Basis von Netzfrequenzmessungen, die es ermöglichen, die Qualität der Netzfrequenz anhand der Frequenzqualitäts-Zielparameter zu bewerten; 119. „Frequenzqualitäts-Bewertungsdaten“ bezeichnet eine Reihe von Daten, die es ermöglichen, die Frequenzqualitäts-Bewertungskriterien zu berechnen; 120. „Frequenzerholungsbereich“ bezeichnet in den Synchrongebieten GB und IE/NI den Netzfrequenzbereich, in den die Netzfrequenz nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, das höchstens dem Referenzstörfall entspricht, innerhalb der Frequenzerholungszeit zurückkehren sollte; 121. „Frequenzerholungszeit“ bezeichnet in den Synchrongebieten GB und IE/NI die maximal zu erwartende Zeit, in der die Netzfrequenz nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, das höchstens dem Referenzstörfall entspricht, zur maximalen Frequenzabweichung in stationärem Zustand zurückkehrt; 122. „Frequenzwiederherstellungsbereich“ bezeichnet in den Synchrongebieten GB, IE/NI und Nordeuropa den Netzfrequenzbereich, in den die Netzfrequenz nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, das höchstens dem Referenzstörfall entspricht, innerhalb der Frequenzwiederherstellungszeit zurückkehren sollte; 123. „FRCE-Zielparameter“ bezeichnet die wichtigsten Zielvariablen des LFR-Blocks, auf deren Grundlage die Dimensionierungskriterien für FRR und RR des LFR-Blocks bestimmt und bewertet werden und mit denen das Verhalten des LFR-Blocks im Normalbetrieb wiedergegeben wird; 124. „FRR-Leistungsaustausch“ bezeichnet die zwischen LFR-Zonen im Rahmen des grenzübergreifenden FRR-Aktivierungsverfahrens ausgetauschte Leistung; 125. „Frequenzsollwert“ bezeichnet den im FWP verwendeten Frequenzzielwert, der als Summe der Netznennfrequenz und eines Ausgleichswerts zur Verringerung einer Netzzeitabweichung definiert ist; 126. „FRR-Verfügbarkeitsanforderungen“ bezeichnet die von den ÜNB eines LFR-Blocks festgelegten Anforderungen hinsichtlich der Verfügbarkeit der FRR; 127. „FRR-Dimensionierungsregeln“ bezeichnet die Spezifikationen des FRR-Dimensionierungsverfahrens eines LFR-Blocks; 128. „Ungleichgewichtssaldierungsverfahren“ oder „IN-Verfahren“ („Imbalance-Netting-Verfahren“) bezeichnet ein zwischen den ÜNB vereinbartes Verfahren, das es ermöglicht, die gleichzeitige Aktivierung von FRR in entgegengesetzter Richtung zu vermeiden, wobei die jeweiligen FRCE sowie die aktivierten FRR berücksichtigt und die Beiträge der beteiligten FWP entsprechend korrigiert werden; 129. „IN-Leistungsaustausch“ bezeichnet die zwischen LFR-Zonen im Rahmen des IN-Verfahrens ausgetauschte Leistung; 130. „anfängliche FCR-Verpflichtung“ bezeichnet die einem ÜNB auf der Grundlage eines Verteilungsschlüssels zugewiesene FCR-Menge; 131. „momentane Frequenzdaten“ bezeichnet eine Reihe von Datenmessungen zur Gesamtnetzfrequenz für das Synchrongebiet, deren Messzeitraum höchstens eine Sekunde beträgt und die zur Bewertung der Netzfrequenzqualität dienen; 132. „momentane Frequenzabweichung“ bezeichnet eine Reihe von Datenmessungen zu den Gesamtnetzfrequenzabweichungen für das Synchrongebiet, deren Messzeitraum höchstens eine Sekunde beträgt und die zur Bewertung der Netzfrequenzqualität dienen; 133. „momentane FRCE-Daten“ bezeichnet eine Reihe von Daten des FRCE eines LFR-Blocks mit einem Messzeitraum von höchstens 10 Sekunden, die zur Bewertung der Netzfrequenzqualität dienen; 134. „FRCE-Bereich der Stufe 1“ bezeichnet den ersten, zur Bewertung der Netzfrequenzqualität auf der Ebene des LFR-Blocks genutzten Bereich, innerhalb dessen der FRCE während eines bestimmten prozentualen Zeitanteils gehalten werden sollte; 135. „FRCE-Bereich der Stufe 2“ bezeichnet den zweiten, zur Bewertung der Netzfrequenzqualität auf der Ebene des LFR-Blocks genutzten Bereich, innerhalb dessen der FRCE während eines bestimmten prozentualen Zeitanteils gehalten werden sollte; 136. „Betriebsvereinbarung für den LFR-Block“ bezeichnet eine multilaterale Vereinbarung zwischen allen ÜNB eines LFR-Blocks, falls der LFR-Block von mehr als einen ÜNB betrieben wird, bzw. eine vom relevanten ÜNB unilateral einzuführende betriebliche Methode für den Block, wenn der LFR-Block von nur einem ÜNB betrieben wird; 137. „RR-Leistungsaustausch“ bezeichnet die zwischen LFR-Zonen im Rahmen des grenzübergreifenden RR-Aktivierungsverfahrens ausgetauschte Leistung; 138. „LFR-Block-Ungleichgewichte“ bezeichnet die Summe aus FRCE, FRR-Aktivierung und RR-Aktivierung innerhalb des LFR-Blocks, dem IN-Leistungsaustausch, dem FRR-Leistungsaustausch und dem RR-Leistungsaustausch dieses LFR-Blocks mit anderen LFR-Blöcken; 139. „LFR-Block-Beobachter“ bezeichnet einen für die Erhebung der Daten für die Bewertungskriterien für die Frequenzqualität eines LFR-Blocks und für die Anwendung dieser Kriterien zuständigen ÜNB; 140. „Leistungs-Frequenz-Regelungsstruktur“ bezeichnet die grundlegende Struktur, die alle Aspekte der Leistungs-Frequenz-Regelung berücksichtigt, insbesondere die jeweiligen Zuständigkeiten und Verpflichtungen sowie die Arten und Zwecke der Wirkleistungsreserven; 141. „Prozess-Zuständigkeitsstruktur“ bezeichnet die Struktur für die Zuständigkeiten und Pflichten hinsichtlich der Wirkleistungsreserven auf der Grundlage der Regelstruktur des Synchrongebietes; 142. „Prozessstruktur zur Aktivierung von Reserven“ bezeichnet die Struktur zur Kategorisierung der Prozesse für die verschiedenen Arten von Wirkleistungsreserven hinsichtlich deren Zweck und Aktivierung; 143. „Zeit bis zur vollständigen manuellen FRR-Aktivierung“ bezeichnet den Zeitraum zwischen der Änderung eines Sollwerts und der entsprechenden manuellen Aktivierung oder Deaktivierung von FRR; 144. „maximale momentane Frequenzabweichung“ bezeichnet den zu erwartenden maximalen Absolutwert einer momentanen Frequenzabweichung nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, das höchstens dem Referenzstörfall entspricht, bei dessen Überschreiten Notfallmaßnahmen aktiviert werden; 145. „Monitoring-Gebiet“ bezeichnet einen Teil eines Synchrongebietes oder ein vollständiges Synchrongebiet, der/das durch Messpunkte an Verbindungsleitungen von anderen Monitoring-Gebieten abgegrenzt wird und der/das von einem oder mehreren ÜNB betrieben wird, der/die die Verpflichtungen für das Monitoring-Gebiet erfüllt/erfüllen; 146. „Präqualifikation“ bezeichnet das Verfahren zur Überprüfung der Übereinstimmung einer Reserveeinheit oder -gruppe mit den vom ÜNB festgelegten Anforderungen; 147. „Rampenzeitraum“ bezeichnet einen durch einen festen Anfangszeitpunkt und eine Zeitdauer bestimmten Zeitraum, während dessen die Wirkleistungszufuhr und/oder -abgabe erhöht oder verringert wird; 148. „Reserven anfordernder ÜNB“ bezeichnet den ÜNB, der für die Anweisung an eine Reserveeinheit oder -gruppe zur Aktivierung von FRR und/oder RR zuständig ist; 149. „Reserven anschließender VNB“ bezeichnet den VNB, der für das das Verteilernetz zuständig ist, an das eine Reserveeinheit oder -gruppe für einen ÜNB angeschlossen ist; 150. „Reserven anschließender ÜNB“ bezeichnet den ÜNB, der für das das Monitoring-Gebiet zuständig ist, in dem eine Reserveeinheit oder -gruppe angeschlossen ist; 151. „Reserven erhaltender ÜNB“ bezeichnet den ÜNB, der an einem Austausch mit einem Reserven anschließenden ÜNB und/oder einer Reserveeinheit oder -gruppe, die an ein anderes Monitoring-Gebiet oder eine andere LFR-Zone angeschlossen ist, beteiligt ist; 152. „Ersatzreserven-Prozess“ oder „ERP“ bezeichnet ein Verfahren zur Wiederherstellung aktivierter FRR und, im Falle der Synchrongebiete GB und IE/NI, auch zur Wiederherstellung der aktivierten FCR; 153. „RR-Verfügbarkeitsanforderungen“ bezeichnet die von den ÜNB eines LFR-Blocks festgelegten Anforderungen hinsichtlich der Verfügbarkeit von RR; 154. „RR-Dimensionierungsregeln“ bezeichnet die Spezifikationen des RR-Dimensionierungsverfahrens eines LFR-Blocks; 155. „Standardfrequenzbereich“ bezeichnet einen festgelegten symmetrischen Bereich ober- und unterhalb der Nennfrequenz, innerhalb dessen sich die Netzfrequenz eines Synchrongebietes befinden sollte; 156. „Standardfrequenzabweichung“ bezeichnet den Absolutwert der Frequenzabweichung, der den Standardfrequenzbereich begrenzt; 157. „Frequenzabweichung in stationärem Zustand“ bezeichnet den Absolutwert der Frequenzabweichung nach dem Auftreten eines Ungleichgewichts, sobald die Netzfrequenz stabilisiert ist; 158. „Synchrongebiets-Beobachter“ bezeichnet einen für die Erhebung der Daten zu den Bewertungskriterien für die Frequenzqualität für das Synchrongebiet sowie für deren Anwendung zuständigen ÜNB; 159. „Zeitregelungsverfahren“ bezeichnet ein Verfahren zur Zeitregelung, das durchgeführt wird, um die Netzzeitabweichung zwischen der Synchronzeit und UTC-Zeit auf null zu bringen.

Artikel 4

Ziele und aufsichtsrechtliche Aspekte

(1) Diese Verordnung dient folgenden Zielen: a) Festlegung gemeinsamer Anforderungen und Grundsätze für die Betriebssicherheit; b) Festlegung gemeinsamer Betriebsplanungsgrundsätze für das Verbundnetz; c) Festlegung gemeinsamer LFR-Verfahren und Regelungsstrukturen; d) Gewährleistung der erforderlichen Bedingungen für die Aufrechterhaltung der Betriebssicherheit in der gesamten Union; e) Gewährleistung der erforderlichen Bedingungen für die Aufrechterhaltung der Frequenzqualität in allen Synchrongebieten der gesamten Union; f) Unterstützung der Koordination beim Netzbetrieb und bei der Betriebsplanung; g) Gewährleistung und Verbesserung der Transparenz und Zuverlässigkeit von Informationen über den Übertragungsnetzbetrieb; h) Beitrag zum effizienten Betrieb und Ausbau des Übertragungsnetzes und Stromsektors in der Union.

(2) Bei der Anwendung dieser Verordnung müssen die Mitgliedstaaten, die zuständigen Behörden und die Netzbetreiber a) die Grundsätze der Verhältnismäßigkeit und Diskriminierungsfreiheit anwenden, b) für Transparenz sorgen, c) den Grundsatz der Optimierung zwischen höchster Gesamteffizienz und geringsten Gesamtkosten für alle beteiligten Akteure anwenden, d) dafür sorgen, dass die ÜNB weitestmöglich marktgestützte Mechanismen nutzen, um die Systemsicherheit und Stabilität zu gewährleisten; e) die den relevanten ÜNB auch in nationalem Recht übertragene Verantwortung für die Gewährleistung der Systemsicherheit achten, f) die relevanten VNB konsultieren und möglichen Auswirkungen auf deren Netze Rechnung tragen sowie g) vereinbarte europäische Normen und technische Spezifikationen berücksichtigen.

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Artikel 5

Modalitäten oder Methoden der ÜNB

(1) Die ÜNB entwickeln die nach dieser Verordnung erforderlichen Modalitäten oder Methoden und legen sie gemäß Artikel 6 Absatz 2 der Agentur, gemäß Artikel 6 Absatz 3 den zuständigen Regulierungsbehörden oder gemäß Artikel 6 Absätze 4 und 5 der von dem Mitgliedstaat benannten Stelle innerhalb der in dieser Verordnung genannten Fristen vor. Unter außergewöhnlichen Umständen, insbesondere in Fällen, in denen eine Frist aufgrund von Umständen außerhalb des Verantwortungsbereichs der ÜNB nicht eingehalten werden kann, können die Fristen für die Modalitäten oder Methoden nach den Verfahren in Artikel 6 Absatz 2 von der Agentur, nach den Verfahren in Artikel 6 Absatz 3 gemeinsam von allen zuständigen Regulierungsbehörden und nach den Verfahren in Artikel 6 Absätze 4 und 5 von der zuständigen Regulierungsbehörde verlängert werden.

(2) Muss ein Vorschlag für Modalitäten oder Methoden gemäß dieser Verordnung von mehr als einem ÜNB entwickelt und gebilligt werden, arbeiten die beteiligten ÜNB eng zusammen. Die ÜNB informieren die Regulierungsbehörden und die Agentur mit Unterstützung des ENTSO (Strom) regelmäßig über die bei der Entwicklung dieser Modalitäten oder Methoden erzielten Fortschritte.

(3) Wenn die ÜNB bei der Entscheidung über Vorschläge für in Artikel 6 Absatz 2 aufgeführte Modalitäten oder Methoden keine Einigung erzielen können, entscheiden sie mit qualifizierter Mehrheit. Bei Vorschlägen gemäß Artikel 6 Absatz 2 bedarf es für eine qualifizierte Mehrheit einer Mehrheit an a) ÜNB, die mindestens 55 % der betroffenen Mitgliedstaaten vertreten, und b) ÜNB, die Mitgliedstaaten vertreten, die mindestens 65 % der Bevölkerung der Union umfassen.

(4) Für eine Sperrminorität für Entscheidungen gemäß Artikel 6 Absatz 2 bedarf es ÜNB, die mindestens vier Mitgliedstaaten vertreten; andernfalls gilt die qualifizierte Mehrheit als erreicht.

(5) Wenn die ÜNB bei der Entscheidung über Vorschläge für Modalitäten oder Methoden gemäß Artikel 6 Absatz 3 keine Einigung erzielen können und wenn die betroffenen Regionen aus mehr als fünf Mitgliedstaaten bestehen, entscheiden die ÜNB mit qualifizierter Mehrheit. Bei Vorschlägen gemäß Artikel 6 Absatz 3 bedarf es für eine qualifizierte Mehrheit einer Mehrheit an a) ÜNB, die mindestens 72 % der betroffenen Mitgliedstaaten vertreten, und b) ÜNB, die Mitgliedstaaten vertreten, die mindestens 65 % der Bevölkerung der betroffenen Region umfassen.

(6) Für eine Sperrminorität für Entscheidungen über Vorschläge für in Artikel 6 Absatz 3 aufgeführte Modalitäten oder Methoden bedarf es mindestens einer Mindestzahl von ÜNB, die zusammen mehr als 35 % der Bevölkerung der teilnehmenden Mitgliedstaaten vertreten, zuzüglich ÜNB, die mindestens einen weiteren betroffenen Mitgliedstaat vertreten; andernfalls gilt die qualifizierte Mehrheit als erreicht.

(7) ÜNB, die über Vorschläge für Modalitäten oder Methoden gemäß Artikel 6 Absatz 3 für Regionen entscheiden, die aus fünf oder weniger Mitgliedstaaten bestehen, treffen ihre Entscheidungen einvernehmlich.

(8) Bei Entscheidungen der ÜNB über Vorschläge für in den Absätzen 3 und 5 aufgeführte Modalitäten oder Methoden erhält jeder Mitgliedstaat eine Stimme. Gibt es im Hoheitsgebiet eines Mitgliedstaats mehr als einen ÜNB, teilt der Mitgliedstaat die Stimmrechte unter den ÜNB auf.

(9) Gelingt es den ÜNB nicht, einen ersten oder geänderten Vorschlag für Modalitäten oder Methoden den Regulierungsbehörden oder der Agentur gemäß den Artikeln 6 und 7 bzw. den von dem Mitgliedstaat benannten Stellen gemäß Artikel 6 Absatz 4 innerhalb der in dieser Verordnung festgelegten Fristen vorzulegen, so übermitteln sie der benannten Stelle, den zuständigen Regulierungsbehörden bzw. der Agentur die Entwürfe der Modalitäten oder Methoden und erläutern, warum sie keine Einigung erzielen konnten. Die Agentur, alle zuständigen Regulierungsbehörden gemeinsam oder die zuständige benannte Stelle ergreifen die geeigneten Schritte zur Annahme der erforderlichen Modalitäten oder Methoden gemäß Artikel 6, beispielsweise durch Ersuchen um Änderungen oder Überarbeitung und Ergänzung der Entwürfe gemäß diesem Absatz, auch wenn keine Entwürfe vorgelegt wurden, und genehmigen sie.

Artikel 6

Genehmigung der Modalitäten oder Methoden der ÜNB

(1) Die von den ÜNB entwickelten, in den Absätzen 2 und 3 aufgeführten Modalitäten oder Methoden bedürfen der Genehmigung jeder Regulierungsbehörde bzw. der Agentur. Die von ÜNB gemäß Absatz 4 entwickelten Modalitäten oder Methoden bedürfen der Genehmigung der von dem Mitgliedstaat benannten Stelle. Soweit der Mitgliedstaat nichts anderes bestimmt, handelt es sich bei der benannten Stelle um die Regulierungsbehörde. Vor der Genehmigung der Modalitäten oder Methoden überarbeiten die Regulierungsbehörde, die Agentur oder die benannte Stelle, sofern erforderlich, die Vorschläge nach Konsultation der jeweiligen ÜNB, um sicherzustellen, dass sie dem Zweck dieser Verordnung entsprechen und zur Marktintegration, zur Diskriminierungsfreiheit, zum wirksamen Wettbewerb und zum ordnungsgemäßen Funktionieren des Marktes beitragen.

(2) Die Vorschläge für die nachfolgend aufgeführten Modalitäten oder Methoden und etwaige Änderungen dieser Modalitäten oder Methoden bedürfen der Genehmigung der Agentur, wobei die Mitgliedstaaten gegenüber der betroffenen Regulierungsbehörde Stellung nehmen können: a) die wichtigsten organisatorischen Anforderungen, Aufgaben und Zuständigkeiten für den Datenaustausch zur Betriebssicherheit gemäß Artikel 40 Absatz 6; b) die Methode zur Erstellung gemeinsamer Netzmodelle gemäß Artikel 67 Absatz 1 und Artikel 70; c) die Methode für die Koordination der Betriebssicherheitsanalyse gemäß Artikel 75.

(3) Die Vorschläge für die nachfolgend aufgeführten Modalitäten oder Methoden und etwaige Änderungen dieser Modalitäten oder Methoden bedürfen der Genehmigung aller Regulierungsbehörden der betroffenen Region, wobei die Mitgliedstaaten gegenüber der betroffenen Regulierungsbehörde Stellung nehmen können: a) Methoden zur Festlegung der Mindestschwungmasse für jedes Synchrongebiet gemäß Artikel 39 Absatz 3 Buchstabe b; b) gemeinsame Bestimmungen für die regionale Koordination der Betriebssicherheit gemäß Artikel 76 für jede Kapazitätsberechnungsregion; c) Methoden zur Bewertung der Relevanz von Anlagen für die Nichtverfügbarkeits-Koordination zumindest für jedes Synchrongebiet gemäß Artikel 84; d) die in den Betriebsvereinbarungen für das Synchrongebiet gemäß Artikel 118 enthaltenen Methoden, Bedingungen und Werte in Bezug auf i) die qualitätsbestimmenden Frequenzparameter und die Frequenzqualitäts-Zielparameter gemäß Artikel 127; ii) die FCR-Dimensionierungsregeln gemäß Artikel 153; iii) die zusätzlichen Eigenschaften der FCR gemäß Artikel 154 Absatz 2; iv) für die Synchrongebiete GB und IE/NI die Maßnahmen zur Gewährleistung der Wiederherstellung der Energiespeicher gemäß Artikel 156 Absatz 6 Buchstabe b; v) für die Synchrongebiete Kontinentaleuropa und Nordeuropa den Mindesterbringungszeitraum, der gemäß Artikel 156 Absatz 10 von den FCR-Anbietern einzuhalten ist; vi) für die Synchrongebiete Kontinentaleuropa und Nordeuropa die Annahmen und Methoden für die Kosten-Nutzen-Analyse gemäß Artikel 156 Absatz 11; vii) für andere Synchrongebiete als Kontinentaleuropa und soweit anwendbar, die Grenzwerte für den FCR-Austausch zwischen ÜNB gemäß Artikel 163 Absatz 2; viii) für die Synchrongebiete GB und IE/NI die Methoden zur Bestimmung der Mindestbereitstellung von FCR-Kapazitäten zwischen Synchrongebieten gemäß Artikel 174 Absatz 2 Buchstabe b; ix) gemäß Artikel 176 Absatz 1 festgelegte Grenzwerte für die Menge des FRR-Austauschs zwischen Synchrongebieten sowie gemäß Artikel 177 Absatz 1 festgelegte Grenzwerte für die Menge der FRR-Teilung zwischen Synchrongebieten; x) gemäß Artikel 178 Absatz 1 festgelegte Grenzwerte für die Menge der zwischen Synchrongebieten ausgetauschten RR sowie gemäß Artikel 179 Absatz 1 festgelegte Grenzwerte für die Menge der zwischen Synchrongebieten ausgetauschten RR; e) die in den Betriebsvereinbarungen für den LFR-Block gemäß Artikel 119 enthaltenen Methoden und Bedingungen hinsichtlich i) Rampenbeschränkungen für die Wirkleistungsabgabe gemäß Artikel 137 Absätze 3 und 4; ii) Koordinationsmaßnahmen zur Verringerung des FRCE gemäß Artikel 152 Absatz 14; iii) Maßnahmen zur Verringerung des FRCE durch Aufforderung, die Wirkleistungserzeugung oder -aufnahme von Stromerzeugungsanlagen und Verbrauchsanlagen gemäß Artikel 152 Absatz 16 zu ändern; iv) die FRR-Dimensionierungsregeln gemäß Artikel 157 Absatz 1; f) Abhilfemaßnahmen je Synchrongebiet oder LFR-Block gemäß Artikel 138; g) für jedes Synchrongebiet einen gemeinsamen Vorschlag für die Abgrenzung von LFR-Blöcken gemäß Artikel 141 Absatz 2.

(4) Soweit der Mitgliedstaat nichts anderes bestimmt, bedürfen die nachfolgend aufgeführten Modalitäten oder Methoden und etwaige Änderungen dieser Modalitäten oder Methoden einer Einzelgenehmigung der vom Mitgliedstaat gemäß Absatz 1 benannten Stelle: a) in den Synchrongebieten GB und IE/NI der Vorschlag jedes ÜNB für die Höhe des Verlusts an Last, bei dem das Übertragungsnetz in den Blackout-Zustand übergeht; b) Umfang des Datenaustauschs mit VNB und signifikanten Netznutzern gemäß Artikel 40 Absatz 5; c) zusätzliche Anforderungen an FCR-Gruppen gemäß Artikel 154 Absatz 3; d) Ausschluss von FCR-Gruppen von der FCR-Bereitstellung gemäß Artikel 154 Absatz 4; e) für die Synchrongebiete Kontinentaleuropa und Nordeuropa der Vorschlag der ÜNB für die von den FCR-Anbietern sicherzustellende zwischenzeitliche Mindestaktivierungszeit gemäß Artikel 156 Absatz 9; f) vom ÜNB gemäß Artikel 158 Absatz 3 festgelegte technische Anforderungen hinsichtlich FRR; g) Ablehnung der FRR-Bereitstellung durch FRR-Gruppen gemäß Artikel 159 Absatz 7; h) vom ÜNB gemäß Artikel 161 Absatz 3 festgelegte technische Anforderungen für den Anschluss von RR-Einheiten und RR-Gruppen und i) Ablehnung der RR-Bereitstellung durch RR-Gruppen gemäß Artikel 162 Absatz 6.

(5) Ist ein einzelner relevanter Netzbetreiber oder ÜNB nach dieser Verordnung verpflichtet oder berechtigt, Anforderungen festzulegen oder zu vereinbaren, die nicht Absatz 4 unterliegen, können die Mitgliedstaaten vorschreiben, dass die zuständige Regulierungsbehörde diese Anforderungen und etwaige Änderungen dieser Anforderungen zunächst genehmigen muss.

(6) Der Vorschlag für Modalitäten oder Methoden muss einen Vorschlag für den Zeitplan ihrer Umsetzung und eine Beschreibung ihrer voraussichtlichen Auswirkungen auf die Ziele dieser Verordnung enthalten. Vorschläge für Modalitäten oder Methoden, die gemäß Absatz 3 der Genehmigung mehrerer Regulierungsbehörden bedürfen, werden bei der Agentur innerhalb einer Woche nach ihrer Vorlage bei den Regulierungsbehörden eingereicht. Vorschläge für Modalitäten oder Methoden, die gemäß Absatz 4 der Genehmigung einer benannten Stelle bedürfen, können innerhalb eines Monats nach ihrer Vorlage bei der benannten Stelle nach deren Ermessen bei der Agentur eingereicht werden und werden der Agentur gemäß Artikel 3 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2019/942 auf deren Antrag zu Informationszwecken vorgelegt, wenn die Vorschläge nach Auffassung der Agentur grenzübergreifende Auswirkungen haben. Auf Ersuchen der zuständigen Regulierungsbehörden gibt die Agentur innerhalb von drei Monaten eine Stellungnahme zu den Vorschlägen für die Modalitäten oder Methoden ab.

(7) Erfordert die Genehmigung der Modalitäten oder Methoden gemäß Absatz 3 oder die Änderung gemäß Artikel 7 eine Entscheidung von mehr als einer Regulierungsbehörde gemäß Absatz 3, müssen die zuständigen Regulierungsbehörden einander konsultieren, eng zusammenarbeiten und sich untereinander abstimmen, um zu einer Einigung zu gelangen. Gibt die Agentur eine Stellungnahme ab, so ist diese von den zuständigen Regulierungsbehörden zu berücksichtigen. Die Regulierungsbehörden oder, falls zuständig, die Agentur entscheiden über die vorgelegten Modalitäten oder Methoden gemäß den Absätzen 2 und 3 innerhalb von sechs Monaten nach dem Eingang der Modalitäten oder Methoden bei der Agentur oder der Regulierungsbehörde oder gegebenenfalls bei der letzten betroffenen Regulierungsbehörde. Die Frist beginnt am Tag nach dem Tag, an dem der Vorschlag gemäß Absatz 2 der Agentur oder gemäß Absatz 3 der letzten betroffenen Regulierungsbehörde vorgelegt wurde.

(8) Wenn es den Regulierungsbehörden nicht gelingt, innerhalb der in Absatz 7 genannten Frist eine Einigung zu erzielen, oder wenn sie ein entsprechendes gemeinsames Ersuchen stellen oder wenn eine Aufforderung der Agentur gemäß Artikel 5 Absatz 3 Unterabsatz 3 der Verordnung (EU) 2019/942 erfolgt, trifft die Agentur innerhalb von sechs Monaten gemäß Artikel 5 Absatz 3 und Artikel 6 Absatz 10 Unterabsatz 2 der Verordnung (EU) 2019/942 eine Entscheidung über die vorgelegten Vorschläge für Modalitäten oder Methoden.

(9) Ist für die Genehmigung der Modalitäten oder Methoden gemäß Absatz 4 eine Entscheidung einer einzelnen benannten Stelle oder gemäß Absatz 5 eine Entscheidung der zuständigen Regulierungsbehörde erforderlich, so erlässt die benannte Stelle oder die zuständige Regulierungsbehörde ihre Entscheidung binnen sechs Monaten nach Eingang der Modalitäten oder Methoden. Die Frist beginnt am Tag nach dem Tag, an dem der Vorschlag gemäß Absatz 4 der benannten Stelle oder gemäß Absatz 5 der zuständigen Regulierungsbehörde vorgelegt wurde.

(10) Jeder Beteiligte kann eine Beschwerde gegen einen relevanten Netzbetreiber oder ÜNB hinsichtlich dessen Verpflichtungen oder Entscheidungen im Rahmen dieser Verordnung einlegen und damit die Regulierungsbehörde befassen, die als Streitbeilegungsstelle binnen zwei Monaten nach Eingang der Beschwerde eine Entscheidung trifft. Diese Frist kann um zwei weitere Monate verlängert werden, wenn die Regulierungsbehörde zusätzliche Informationen anfordert. Mit Zustimmung des Beschwerdeführers ist eine weitere Verlängerung dieser Frist möglich. Die Entscheidung der Regulierungsbehörde ist verbindlich, bis sie gegebenenfalls aufgrund eines Rechtsbehelfs aufgehoben wird.

Artikel 7

Änderungen der Modalitäten oder Methoden von ÜNB

(1) Wenn die Agentur oder alle Regulierungsbehörden gemeinsam für die Genehmigung der gemäß den Artikel 6 Absatz 2 bzw. 3 vorgelegten Modalitäten oder Methoden eine Änderung verlangen, legen die jeweiligen ÜNB innerhalb von zwei Monaten nach der Aufforderung durch die Agentur oder die Regulierungsbehörden einen Vorschlag für geänderte Modalitäten oder Methoden zur Genehmigung vor. Die Agentur oder die zuständigen Regulierungsbehörden entscheiden über die geänderten Modalitäten oder Methoden innerhalb von zwei Monaten nach deren Vorlage.

(2) Wenn eine benannte Stelle für die Genehmigung der gemäß Artikel 6 Absatz 4 vorgelegten Modalitäten oder Methoden eine Änderung verlangt oder wenn die zuständige Regulierungsbehörde für die Genehmigung der gemäß Artikel 6 Absatz 5 vorgelegten Anforderungen eine Änderung verlangt, legt der betreffende ÜNB innerhalb von zwei Monaten nach der Aufforderung der benannten Stelle bzw. der zuständigen Regulierungsbehörde einen Vorschlag für geänderte Modalitäten oder Methoden bzw. Anforderungen zur Genehmigung vor. Die benannte Stelle oder die zuständige Regulierungsbehörde entscheidet über die geänderten Modalitäten oder Methoden innerhalb von zwei Monaten nach deren Vorlage.

(3) Wenn es den zuständigen Regulierungsbehörden nicht gelingt, innerhalb der Frist von zwei Monaten eine Einigung über die Modalitäten oder Methoden gemäß Artikel 6 Absätze 2 und 3 zu erzielen, oder wenn sie ein entsprechendes gemeinsames Ersuchen stellen oder wenn durch die Agentur eine Aufforderung gemäß Artikel 5 Absatz 3 Unterabsatz 3 der Verordnung (EU) 2019/942 erfolgt, trifft die Agentur innerhalb von sechs Monaten gemäß Artikel 5 Absatz 3 und Artikel 6 Absatz 10 Unterabsatz 2 der Verordnung (EU) 2019/942 eine Entscheidung über die geänderten Modalitäten oder Methoden. Legen die relevanten ÜNB keinen Vorschlag für geänderte Modalitäten oder Methoden vor, wird das in Artikel 5 Absatz 9 vorgesehene Verfahren angewandt.

(4) Die Agentur oder die Regulierungsbehörden oder die benannten Stellen können, sofern sie für die Annahme der Modalitäten oder Methoden gemäß Artikel 6 Absätze 2, 3 und 4 zuständig sind, jeweils Vorschläge für Änderungen dieser Modalitäten oder Methoden verlangen und eine Frist für die Vorlage dieser Vorschläge festlegen. Die für die Ausarbeitung eines Vorschlags für Modalitäten oder Methoden zuständigen ÜNB können den Regulierungsbehörden und der Agentur Änderungen vorschlagen. Vorschläge für Änderungen der Modalitäten oder Methoden werden gegebenenfalls gemäß dem in Artikel 11 beschriebenen Verfahren einer Konsultation unterzogen und nach dem in den Artikeln 5 und 6 beschriebenen Verfahren genehmigt.

Artikel 8

Veröffentlichung der Modalitäten oder Methoden im Internet

(1) Die für die Festlegung der Modalitäten oder Methoden gemäß dieser Verordnung zuständigen ÜNB veröffentlichen diese nach der Genehmigung durch die Agentur oder die zuständigen Regulierungsbehörden oder, falls keine solche Genehmigung erforderlich ist, nach ihrer Ausarbeitung im Internet, sofern die Informationen nicht gemäß Artikel 12 als vertraulich zu betrachten sind.

(2) Die Pflicht zur Veröffentlichung gilt auch für a) Verbesserungen der Netzbetriebsinstrumente gemäß Artikel 55 Buchstabe e; b) FRCE-Zielparameter gemäß Artikel 128; c) Rampenbeschränkungen für das jeweilige Synchrongebiet gemäß Artikel 137 Absatz 1; d) Rampenbeschränkungen für den jeweiligen LFR-Block gemäß Artikel 137 Absatz 3; e) im gefährdeten Zustand aufgrund unzureichender Wirkleistungsreserven gemäß Artikel 152 Absatz 11 getroffene Maßnahmen und f) das Ersuchen des Reserven anschließenden ÜNB gegenüber einem FCR-Anbieter, die Informationen gemäß Artikel 154 Absatz 11 in Echtzeit zur Verfügung zu stellen.

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Artikel 9

Kostenanerkennung

(1) Die aufgrund der Verpflichtungen aus dieser Verordnung anfallenden Kosten von Netzbetreibern, die einer Netzentgeltregulierung unterliegen, werden von den relevanten Regulierungsbehörden geprüft. Kosten, die der Prüfung zufolge angemessen und verhältnismäßig sind und denen eines effizienten Netzbetreibers entsprechen, werden durch Netzentgelte oder andere geeignete Mechanismen gedeckt.

(2) Auf Aufforderung der relevanten Regulierungsbehörden legen die in Absatz 1 genannten Netzbetreiber binnen drei Monaten die notwendigen Informationen vor, die die Bewertung der entstandenen Kosten erleichtern.

Artikel 10

Einbeziehung der beteiligten Akteure

Die Agentur sorgt in enger Zusammenarbeit mit ENTSO (Strom) für die Beteiligung der Interessenträger hinsichtlich des sicheren Systembetriebs und anderer Aspekte der Anwendung dieser Verordnung. Dazu organisiert sie unter anderem regelmäßige Sitzungen mit den Interessenträgern, bei denen Probleme aufgezeigt und Verbesserungen vorgeschlagen werden, die den sicheren Systembetrieb betreffen.

Artikel 11

Öffentliche Konsultationen

(1) Die gemäß dieser Verordnung für die Einreichung von Vorschlägen für Modalitäten oder Methoden oder für deren Änderungen zuständigen ÜNB konsultieren die Interessenträger, einschließlich der relevanten Behörden der einzelnen Mitgliedstaaten, zu den Entwürfen von Vorschlägen für die in Artikel 6 Absätze 2 und 3 genannten Modalitäten oder Methoden. Die Konsultation dauert mindestens einen Monat.

(2) Die von den ÜNB auf Unionsebene vorgelegten Vorschläge für Modalitäten oder Methoden werden auf Unionsebene veröffentlicht und einer öffentlichen Konsultation unterzogen. Zu den von den ÜNB auf regionaler Ebene vorgelegten Vorschlägen wird eine öffentliche Konsultation auf mindestens regionaler Ebene durchgeführt. Beteiligte Akteure, die auf bilateraler oder multilateraler Ebene Vorschläge vorlegen, führen mindestens in den betreffenden Mitgliedstaaten eine öffentliche Konsultation durch.

(3) Die für die Entwicklung der Vorschläge für Modalitäten oder Methoden zuständigen ÜNB berücksichtigen die im Rahmen der Konsultationen geäußerten Ansichten der Interessenträger in angemessener Weise, bevor sie ihre Vorschläge der Regulierungsbehörde zur Genehmigung vorlegen. In allen Fällen ist zusammen mit dem Vorschlag eine fundierte Begründung vorzulegen, weshalb die aus der Konsultation hervorgegangenen Stellungnahmen berücksichtigt bzw. nicht berücksichtigt wurden, die rechtzeitig — vor oder gleichzeitig mit der Veröffentlichung des Vorschlags für Modalitäten oder Methoden — zu veröffentlichen ist.

Artikel 12

Vertraulichkeitsverpflichtungen

(1) Vertrauliche Informationen, die gemäß dieser Verordnung empfangen, ausgetauscht oder übermittelt werden, unterliegen den Bestimmungen der Absätze 2, 3 und 4 zum Berufsgeheimnis.

(2) Die Verpflichtung zur Wahrung des Berufsgeheimnisses gilt für alle Personen, die den Bestimmungen dieser Verordnung unterliegen.

(3) Vertrauliche Informationen, die die in Absatz 2 genannten Personen oder Regulierungsbehörden im Rahmen der Erfüllung ihrer Pflichten erhalten, dürfen an keine andere Person oder Behörde weitergegeben werden; davon unberührt bleiben Fälle, die unter das nationale Recht, andere Bestimmungen dieser Verordnung oder andere einschlägige Unionsvorschriften fallen.

(4) Unbeschadet der Fälle, die unter nationales Recht oder Unionsrecht fallen, dürfen Regulierungsbehörden, Einrichtungen oder Personen, die vertrauliche Informationen aufgrund dieser Verordnung erhalten, diese nur für die Wahrnehmung ihrer Aufgaben im Rahmen dieser Verordnung verwenden.

Artikel 13

Vereinbarungen mit ÜNB, die nicht dieser Verordnung unterliegen

Sind in einem Synchrongebiet sowohl ÜNB aus der Union als auch aus Drittländern tätig, müssen sich alle ÜNB aus EU-Mitgliedstaaten in diesem Synchrongebiet bemühen, mit den ÜNB aus Drittländern, die nicht dieser Verordnung unterliegen, binnen 18 Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung eine Vereinbarung zu schließen, die die Grundlage für ihre Zusammenarbeit zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs bildet und Regelungen enthält, die sicherstellen, dass die ÜNB aus Drittländern die Verpflichtungen aus dieser Verordnung erfüllen.

Artikel 14

Beobachtung

(1) ENTSO (Strom) beobachtet die Anwendung dieser Verordnung gemäß Artikel 8 Absatz 8 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009. Die Beobachtung erstreckt sich mindestens auf a) die Betriebssicherheitsindikatoren gemäß Artikel 15; b) die Leistungs-Frequenz-Regelung gemäß Artikel 16; c) die Bewertung der regionalen Koordination gemäß Artikel 17; d) die Ermittlung von Abweichungen bei der nationalen Anwendung dieser Verordnung hinsichtlich der in Artikel 6 Absatz 3 genannten Modalitäten oder Methoden; e) die Ermittlung von zusätzlichen Verbesserungen von Instrumenten und Dienstleistungen gemäß Artikel 55 Buchstaben a und b, die über die von den ÜNB gemäß Artikel 55 Buchstabe e ermittelten Verbesserungen hinausgehen; f) die Ermittlung von Verbesserungen in dem auf dem System für die Einstufung von Störfällen gemäß Artikel 15 beruhenden Jahresbericht, die erforderlich sind, um eine nachhaltige und langfristige Betriebssicherheit zu unterstützen, sowie g) die Ermittlung von Schwierigkeiten bei der Zusammenarbeit zur Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs mit ÜNB aus Drittländern.

(2) Die Agentur erstellt in Zusammenarbeit mit ENTSO (Strom) binnen zwölf Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung eine Liste der relevanten Informationen, die ENTSO (Strom) der Agentur im Einklang mit Artikel 8 Absatz 9 und Artikel 9 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 übermitteln muss. Die Liste der einschlägigen Informationen kann aktualisiert werden. ENTSO (Strom) speichert die von der Agentur angeforderten Daten in einem umfassenden digitalen Datenarchiv in standardisiertem Format.

(3) Die relevanten ÜNB übermitteln ENTSO (Strom) die für die Erfüllung der Aufgaben gemäß den Absätzen 1 und 2 erforderlichen Informationen.

(4) Auf Aufforderung der Regulierungsbehörde legen die VNB den ÜNB die in Absatz 2 genannten Informationen vor, soweit die Regulierungsbehörden, die ÜNB, die Agentur oder ENTSO (Strom) sie nicht bereits im Rahmen der Beobachtung der Durchführung erhalten und somit eine zweite Übermittlung nicht erforderlich ist.

Artikel 15

Jahresbericht zu den Betriebssicherheitsindikatoren

(1) ENTSO (Strom) erstellt auf der Grundlage des gemäß Artikel 8 Absatz 3 Buchstabe a der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 angenommenen Systems zur Einstufung von Störfällen bis zum 30. September einen Jahresbericht. Die Agentur kann zu Form und Inhalt dieses Jahresberichts Stellung nehmen, wobei sie unter anderem den geografischen Umfang der gemeldeten Störfälle, die elektrischen Abhängigkeiten zwischen den Regelzonen der ÜNB und etwaige relevante Informationen aus der Vergangenheit berücksichtigt.

(2) Die ÜNB jedes Mitgliedstaats legen ENTSO (Strom) bis zum 1. März die Daten und Informationen vor, die für die Erstellung des in Absatz 1 genannten, auf dem System für die Einstufung von Störfällen beruhenden Jahresberichts erforderlich sind. Die Daten der ÜNB müssen das vorangegangene Jahr umfassen.

(3) Die in Absatz 1 genannten Jahresberichte müssen mindestens folgende für die Betriebssicherheit relevanten Betriebssicherheitsindikatoren umfassen: a) Anzahl der vom Netz getrennten Übertragungsnetzbetriebsmittel pro Jahr je ÜNB; b) Anzahl der vom Netz getrennten Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung pro Jahr je ÜNB; c) Menge der Energie, die aufgrund einer ungeplanten Netztrennung von Verbrauchsanlagen pro Jahr je ÜNB nicht geliefert werden konnte; d) Dauer und Anzahl der Fälle, in denen sich das Netz im Warn- oder Notzustand befand, je ÜNB; e) Dauer und Anzahl der Fälle, in denen ein Mangel an Reserven ermittelt wurde, je ÜNB; f) Dauer und Anzahl der Fälle von Spannungsabweichungen, die die in Anhang II Tabellen 1 und 2 genannten Bereiche überschritten haben, je ÜNB; g) Anzahl von Minuten, in denen sich das Netz außerhalb des Standardfrequenzbereichs befand, und Anzahl von Minuten, in denen 50 % der maximalen Frequenzabweichung in stationärem Zustand überschritten wurde, für jedes Synchrongebiet; h) Anzahl der Netzauftrennungen oder der lokalen Blackout-Zustände und i) Anzahl der Blackouts, von denen mindestens zwei ÜNB betroffen waren.

(4) Der in Absatz 1 genannte Jahresbericht muss folgende für die Betriebsplanung relevanten Betriebssicherheitsindikatoren umfassen: a) Anzahl der Fälle, in denen ein Ereignis aus der Ausfallvarianten-Liste zu einer Verschlechterung des Netzbetriebszustands geführt hat; b) Anzahl der unter Buchstabe a genannten Fälle, in denen unerwartete Abweichungen von Last- oder Erzeugungsprognosen zu einer Verschlechterung der Netzbetriebsbedingungen geführt haben; c) Anzahl der Fälle, in denen eine außergewöhnliche Ausfallvariante zu einer Verschlechterung der Netzbetriebsbedingungen geführt hat; d) Anzahl der unter Buchstabe c genannten Fälle, in denen unerwartete Abweichungen von Last- oder Erzeugungsprognosen zu einer Verschlechterung der Netzbetriebsbedingungen geführt haben, und e) Anzahl der Fälle, in denen ein Mangel an Wirkleistungsreserven zu einer Verschlechterung der Netzbetriebsbedingungen geführt hat.

(5) In den Jahresberichten sind die Gründe von Störfällen zu erläutern, die im Einklang mit dem System für die Einstufung von Störfällen von ENTSO (Strom) in die Stufen 2 und 3 der Betriebssicherheitsskala eingeordnet werden. Diese Erläuterungen müssen auf einer Untersuchung der Störfälle durch ÜNB basieren, deren Verfahren im System zur Einstufung von Störfällen beschrieben wird. Die ÜNB informieren die betreffenden Regulierungsbehörden über Untersuchungen rechtzeitig vor deren Beginn. Die Regulierungsbehörden und die Agentur können sich auf ihr Ersuchen hin an der Untersuchung beteiligen.

Artikel 16

Jahresbericht zur Leistungs-Frequenz-Regelung

(1) ENTSO (Strom) veröffentlicht auf der Grundlage der von den ÜNB gemäß Absatz 2 vorgelegten Informationen bis zum 30. September einen Jahresbericht zur Leistungs-Frequenz-Regelung. Der Jahresbericht zur Leistungs-Frequenz-Regelung muss für jeden Mitgliedstaat die in Absatz 2 genannten Angaben enthalten.

(2) Ab dem 14. September 2018 übermitteln die ÜNB jedes Mitgliedstaats dem ENTSO (Strom) bis zum 1. März jährlich folgende Informationen für das vorangegangene Jahr: a) Angabe aller LFR-Blöcke, LFR-Zonen und Monitoring-Gebiete des Mitgliedstaats; b) Angabe der LFR-Blöcke, die nicht vollständig in dem Mitgliedstaat liegen, aber LFR-Zonen und Monitoring-Gebiete umfassen, die sich in dem Mitgliedstaat befinden; c) Angabe des Synchrongebietes, zu dem jeder Mitgliedstaat gehört; d) die Daten hinsichtlich der Frequenzqualitäts-Bewertungskriterien für jedes Synchrongebiet und jeden LFR-Block gemäß den Buchstaben a, b und c für jeden Monat mindestens der beiden vorangegangenen Kalenderjahre; e) die FCR-Verpflichtung und die anfängliche FCR-Verpflichtung jedes in dem Mitgliedstaat tätigen ÜNB für jeden Monat mindestens der beiden vorangegangenen Kalenderjahre sowie f) eine Beschreibung und das Datum der Anwendung sämtlicher im vorangegangenen Kalenderjahr getroffenen Abhilfemaßnahmen und Rampenbestimmungen zur Verringerung deterministischer Frequenzabweichungen gemäß den Artikeln 137 und 138, an denen ÜNB des Mitgliedstaats beteiligt waren.

(3) Die Daten der ÜNB müssen das vorangegangene Jahr umfassen. Die Informationen zu Synchrongebieten, LFR-Blöcken, LFR-Zonen und Monitoring-Gebieten gemäß den Absätzen a, b und c werden einmal übermittelt. Ändern sich diese Gebiete, werden die Informationen bis zum 1. März des Folgejahres übermittelt.

(4) Soweit zweckmäßig, arbeiten alle ÜNB desselben Synchrongebietes oder LFR-Blocks bei der Zusammenstellung der in Absatz 2 genannten Daten zusammen.

Artikel 17

Jahresbericht zur Bewertung der regionalen Koordination

(1) ENTSO (Strom) veröffentlicht bis zum 30. September einen Jahresbericht zur Bewertung der regionalen Koordination auf der Grundlage der von den regionalen Sicherheitskoordinatoren gemäß Absatz 2 bereitgestellten Jahresberichte zur Bewertung der regionalen Koordination, prüft etwaige Interoperabilitätsprobleme und schlägt Änderungen vor, um die Wirksamkeit und Effizienz der Koordination des Netzbetriebs zu verbessern.

(2) Bis zum 1. März erstellt jeder regionale Sicherheitskoordinator einen Jahresbericht mit den folgenden Angaben zu seinen Aufgaben und übermittelt ihn an ENTSO (Strom): a) Anzahl, durchschnittliche Dauer und Gründe für Fälle, in denen Aufgaben nicht erfüllt wurden; b) statistische Angaben zu Einschränkungen, einschließlich deren Dauer, Ort und Anzahl, zusammen mit den damit verbundenen aktivierten Entlastungsmaßnahmen und ggf. deren Kosten; c) Anzahl der Fälle, in denen ÜNB es abgelehnt haben, die vom regionalen Sicherheitskoordinator empfohlenen Maßnahmen zu treffen, und die Gründe hierfür; d) Anzahl der gemäß Artikel 80 ermittelten Unvereinbarkeiten bei der Nichtverfügbarkeitsplanung und e) eine Beschreibung der Fälle, in denen eine unzureichende regionale Leistungsbilanz festgestellt wurde, sowie der getroffenen Abhilfemaßnahmen.

(3) Die Daten, die die regionalen Sicherheitskoordinatoren ENTSO vorlegen, müssen sich auf das Vorjahr beziehen.







TEIL II

BETRIEBSSICHERHEIT







TITEL 1

BESTIMMUNGEN FÜR DIE BETRIEBSSICHERHEIT







KAPITEL 1

Netzzustände, Entlastungsmaßnahmen und betriebliche Sicherheitsgrenzwerte

Artikel 18

Klassifizierung der Netzzustände

(1) Ein Übertragungsnetz befindet sich im Normalzustand, wenn alle der folgenden Bedingungen erfüllt sind: a) Spannung und Leistungsflüsse liegen innerhalb der gemäß Artikel 25 festgelegten betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte; b) die Frequenz erfüllt die folgenden Kriterien: i) die Netzfrequenz im stationären Zustand liegt innerhalb des Standard-Frequenzbereichs; oder ii) der Absolutwert der Netzfrequenzabweichung in stationärem Zustand entspricht höchstens der maximalen Frequenzabweichung in stationärem Zustand und die für den gefährdeten Zustand festgelegten Netzfrequenzgrenzwerte sind nicht erreicht; c) Wirkleistungs- und Blindleistungsreserven reichen aus, um den gemäß Artikel 33 definierten Ausfällen auf der Ausfallvarianten-Liste standzuhalten, ohne dass dabei betriebliche Sicherheitsgrenzwerte überschritten werden; d) die betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte werden beim Betrieb der Regelzone des betreffenden ÜNB eingehalten und auch dann nicht überschritten, wenn nach dem Eintreten einer gemäß Artikel 33 definierten Ausfallvariante auf der Ausfallvarianten-Liste Entlastungsmaßnahmen aktiviert werden.

(2) Ein Übertragungsnetz befindet sich im gefährdeten Zustand, wenn a) Spannung und Leistungsflüsse innerhalb der gemäß Artikel 25 festgelegten betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte liegen; und b) die Reservekapazität des ÜNB länger als 30 Minuten um mehr als 20 % reduziert ist und keine Mittel zur Verfügung stehen, um diese Verringerung im Echtzeitnetzbetrieb auszugleichen, oder c) wenn die Frequenz die folgenden Kriterien erfüllt: i) der Absolutwert der Netzfrequenz im stationären Zustand entspricht höchstens der maximalen Frequenzabweichung im stationären Zustand und ii) der Absolutwert der Netzfrequenzabweichung im stationären Zustand hat 50 % der maximalen Frequenzabweichung im stationären Zustand während eines Zeitraums, der die Auslösezeit des gefährdeten Zustands übersteigt, oder den Standard-Frequenzbereich während eines Zeitraums, der die Frequenzwiederherstellungszeit übersteigt, kontinuierlich überschritten oder d) mindestens ein gemäß Artikel 33 definierter Ausfall auf der Ausfallvarianten-Liste führt zu einer Überschreitung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte des ÜNB, selbst wenn Entlastungsmaßnahmen aktiviert werden.

(3) Ein Übertragungsnetz befindet sich im Notzustand, wenn mindestens eine der folgenden Bedingungen erfüllt ist: a) Mindestens ein vom ÜNB gemäß Artikel 25 festgelegter betrieblicher Sicherheitsgrenzwert wird nicht eingehalten; b) die Frequenz erfüllt gemäß den Absätzen 1 und 2 weder die Kriterien für den Normalzustand noch die Kriterien für den gefährdeten Zustand; c) mindestens eine Maßnahme des Systemschutzplans des ÜNB ist aktiviert; d) eine(s) der gemäß Artikel 24 Absatz 1 definierten Instrumente, Mittel und Anlagen funktioniert nicht ordnungsgemäß und steht daher länger als 30 Minuten nicht zur Verfügung.

(4) Ein Übertragungsnetz befindet sich im Blackout-Zustand, wenn mindestens eine der folgenden Bedingungen erfüllt ist: a) Verlust von mehr als 50 % der Last in der Regelzone des betreffenden ÜNB; b) Spannungslosigkeit in der Regelzone des betreffenden ÜNB für mindestens drei Minuten, sodass Netzwiederaufbaupläne aktiviert werden.

Die ÜNB der Synchrongebiete GB und IE/NI können einen Vorschlag für die Höhe des Verlusts an Last entwickeln, bei dem das Übertragungsnetz in den Blackout-Zustand übergeht. Die ÜNB der Synchrongebiete GB und IE/NI übermitteln diesen Fall ENTSO (Strom).

(5) Ein Übertragungsnetz befindet sich im Netzwiederaufbau-Zustand, wenn ein ÜNB, dessen Netz sich im Not- oder Blackout-Zustand befindet, mit der Aktivierung von Maßnahmen seines Netzwiederaufbauplans begonnen hat.

Artikel 19

Überwachung und Bestimmung der Netzzustände durch ÜNB

(1) Jeder ÜNB bestimmt im Echtzeitbetrieb den Netzzustand seines Übertragungsnetzes.

(2) Jeder ÜNB überwacht in seiner Regelzone in Echtzeit die folgenden Übertragungsnetzparameter anhand von Echtzeit-Telemetriemessungen oder berechneten Werten aus seiner Observability Area, wobei er die Stamm- und Echtzeitdaten gemäß Artikel 42 berücksichtigt: a) Wirkleistungs- und Blindleistungsflüsse; b) Spannungen an den Sammelschienen; c) Frequenz und FRCE seiner LFR-Zone; d) Wirkleistungs- und Blindleistungsreserven sowie e) Stromerzeugung und Last.

(3) Zur Bestimmung des Netzzustands führt der ÜNB mindestens einmal alle 15 Minuten eine Ausfallvarianten-Rechnung durch und überwacht dazu die in Absatz 2 genannten Übertragungsnetzparameter anhand der gemäß Artikel 25 festgelegten betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte und der in Artikel 18 festgelegten Kriterien für Netzzustände. Jeder ÜNB überwacht darüber hinaus die Menge der verfügbaren Reserven im Vergleich zur Reservekapazität. Bei der Durchführung der Ausfallvarianten-Rechnung berücksichtigt jeder ÜNB die Auswirkungen von Entlastungsmaßnahmen sowie die Maßnahmen des Systemschutzplans.

(4) Befindet sich sein Übertragungsnetz in einem Zustand, der nicht dem Normalzustand entspricht und als übergreifend anzusehen ist, a) informiert der ÜNB alle ÜNB über den Netzzustand seines Übertragungsnetzes mithilfe eines IT-Instruments für den europaweiten Echtzeit-Datenaustausch und b) stellt der ÜNB zusätzliche Informationen über seine Übertragungsnetzbetriebsmittel, die zur Observability Area anderer ÜNB gehören, diesen ÜNB bereit.

Artikel 20

Entlastungsmaßnahmen beim Netzbetrieb

(1) Jeder ÜNB bemüht sich darum, sein Übertragungsnetz im Normalzustand zu halten, und ist für den Umgang mit Verstößen gegen die Betriebssicherheit verantwortlich. Dazu entwickelt jeder ÜNB Entlastungsmaßnahmen, wobei er ihre Verfügbarkeit, die Zeit und die Mittel, die für ihre Aktivierung erforderlich sind, sowie etwaige außerhalb des Übertragungsnetzes vorliegende, für jede Entlastungsmaßnahme relevante Bedingungen berücksichtigt, bereitet diese Maßnahmen vor und aktiviert sie.

(2) Die von den ÜNB beim Netzbetrieb gemäß Absatz 1 sowie gemäß den Artikeln 21 bis 23 dieser Verordnung angewandten Entlastungsmaßnahmen müssen mit den Entlastungsmaßnahmen vereinbar sein, die gemäß Artikel 25 der Verordnung (EU) 2015/1222 bei der Kapazitätsberechnung zu berücksichtigen sind.

Artikel 21

Grundsätze und Kriterien für Entlastungsmaßnahmen

(1) Jeder ÜNB wendet bei der Aktivierung und Koordination von Entlastungsmaßnahmen gemäß Artikel 23 folgende Grundsätze an: a) Bei Verstößen gegen die Betriebssicherheit, die kein koordiniertes Vorgehen erfordern, werden die Entlastungsmaßnahmen zur Wiederherstellung des Netz-Normalzustands sowie zur Verhinderung der Ausweitung des Warn- oder Notzustands über die Regelzone des ÜNB hinaus vom ÜNB festgelegt, vorbereitet und aktiviert, wobei er die in Artikel 22 definierten Arten von Entlastungsmaßnahmen berücksichtigt; b) bei Verstößen gegen die Betriebssicherheit, die ein koordiniertes Vorgehen erfordern, werden die Entlastungsmaßnahmen von den ÜNB in Abstimmung mit anderen beteiligten ÜNB erstellt, vorbereitet und aktiviert, wobei die Methode zur koordinierten Vorbereitung von Entlastungsmaßnahmen gemäß Artikel 76 Absatz 1 Buchstabe b einzuhalten und die Empfehlung eines regionalen Sicherheitskoordinators gemäß Artikel 78 Absatz 4 zu berücksichtigen ist.

(2) Bei der Auswahl geeigneter Entlastungsmaßnahmen legt jeder ÜNB folgende Kriterien zugrunde: a) Aktivierung der wirksamsten und wirtschaftlichsten Entlastungsmaßnahmen; b) möglichst echtzeitnahe Aktivierung von Entlastungsmaßnahmen, wobei die zu erwartende Aktivierungszeit und die Dringlichkeit der zu behebenden Netzsituation zu berücksichtigen sind; c) Berücksichtigung des Risikos von Fehlern bei der Anwendung der Entlastungsmaßnahmen sowie von deren Auswirkungen auf die Betriebssicherheit, wie z. B. i) Risiken von Fehlern oder Kurzschlüssen aufgrund von Topologieänderungen; ii) Risiken von Nichtverfügbarkeiten aufgrund von Wirkleistungs- oder Blindleistungsänderungen von Stromerzeugungs- oder Verbrauchsanlagen sowie iii) Risiken von Funktionsstörungen aufgrund des Verhaltens der Betriebsmittel; d) vorzugsweise Anwendung von Entlastungsmaßnahmen, die es ermöglichen, eine möglichst große zonenübergreifende Kapazität für die Kapazitätszuweisung zur Verfügung zu stellen und gleichzeitig alle betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte einzuhalten.

Artikel 22

Arten von Entlastungsmaßnahmen

(1) Jeder ÜNB wendet folgende Arten von Entlastungsmaßnahmen an: a) Änderung der Dauer einer geplanten Nichtverfügbarkeit oder Wiederinbetriebnahme von Übertragungsnetzbetriebsmitteln, damit diese für den Betrieb zur Verfügung stehen; b) aktive Einflussnahme auf die Leistungsflüsse durch i) Änderung der Stufenschalterstellung von Leistungstransformatoren; ii) Änderung der Stufenschalterstellung von Phasenschieber-Transformatoren; iii) Änderung der Topologien; c) Spannungsregelung und Blindleistungsmanagement durch i) Änderung der Stufenschalterstellung von Leistungstransformatoren; ii) Schalten von Kondensatoren und Drosseln; iii) Schalten von leistungselektronikgestützten Spannungs- und Blindleistungsmanagementgeräten; iv) Anweisungen an VNB und signifikante Netznutzer mit Übertragungsnetzanschluss, die automatische Spannungs- und Blindleistungsregelung von Transformatoren zu blockieren oder in ihren Anlagen die unter den Ziffern i bis iii beschriebenen Entlastungsmaßnahmen zu aktivieren, wenn eine Verschlechterung der Spannungsqualität die Betriebssicherheit gefährdet oder zu einem Zusammenbruch der Spannung in einem Übertragungsnetz zu führen droht; v) Aufforderung zur Änderung der Blindleistungsabgabe oder des Spannungssollwerts von synchronen Stromerzeugungsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss; vi) Aufforderung zur Änderung der Blindleistungsabgabe der Konverteranlagen von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss; d) Neuberechnung der zonenübergreifenden Day-Ahead- und Intraday-Kapazität gemäß der Verordnung (EU) 2015/1222; e) Redispatch von Netznutzern mit Übertragungs- oder Verteilernetzanschluss innerhalb der Regelzone des ÜNB zwischen zwei oder mehr ÜNB; f) Countertrading zwischen zwei oder mehr Gebotszonen; g) Anpassung der Wirkleistungsflüsse von HGÜ-Systemen; h) Aktivierung von Verfahren zum Management von Frequenzabweichungen; i) Einschränkung der bereits zugewiesenen zonenübergreifenden Kapazität in einem Notfall gemäß Artikel 16 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, sofern die Nutzung dieser Kapazität die Betriebssicherheit gefährdet, alle für eine bestimmte Verbindungsleitung zuständigen ÜNB dieser Anpassung zustimmen und ein Redispatch oder Countertrading nicht möglich ist, und j) ggf. auch im Normalzustand oder im gefährdeten Zustand ein manuell gesteuerter Lastabwurf.

(2) Soweit dies im Hinblick auf die Aufrechterhaltung der Betriebssicherheit erforderlich und gerechtfertigt ist, kann jeder ÜNB zusätzliche Entlastungsmaßnahmen vorbereiten und aktivieren. Der ÜNB meldet diese Fälle der relevanten Regulierungsbehörde und ggf. dem Mitgliedstaat mindestens einmal jährlich nach der Aktivierung der zusätzlichen Entlastungsmaßnahmen und gibt die Gründe hierfür an. Die einschlägigen Berichte und Begründungen werden veröffentlicht. Die Europäische Kommission oder die Agentur können die relevante Regulierungsbehörde auffordern, weitere Informationen über die Aktivierung zusätzlicher Entlastungsmaßnahmen bereitzustellen, wenn diese Einfluss auf ein benachbartes Übertragungsnetz haben.

Artikel 23

Vorbereitung, Aktivierung und Koordination von Entlastungsmaßnahmen

(1) Jeder ÜNB bereitet Entlastungsmaßnahmen nach den in Artikel 21 Absatz 2 genannten Kriterien vor und aktiviert sie, um eine Verschlechterung des Netzzustands zu verhindern, wobei er Folgendes berücksichtigt: a) Überwachung und Bestimmung der Netzzustände gemäß Artikel 19; b) die Ausfallvarianten-Rechnung beim Echtzeitbetrieb gemäß Artikel 34 und c) die Ausfallvarianten-Rechnung bei der Betriebsplanung gemäß Artikel 72.

(2) Bei der Vorbereitung und Aktivierung von Entlastungsmaßnahmen, einschließlich des Redispatch oder Countertrading gemäß den Artikeln 25 und 35 der Verordnung (EU) 2015/1222, oder von Verfahren des Systemschutzplans eines ÜNB, die Auswirkungen auf andere ÜNB haben, bewertet der relevante ÜNB in Abstimmung mit den anderen beteiligten ÜNB die Auswirkungen dieser Entlastungs- oder Systemschutzmaßnahme innerhalb und außerhalb seiner Regelzone gemäß Artikel 75 Absatz 1, Artikel 76 Absatz 1 Buchstabe b sowie Artikel 78 Absätze 1, 2 und 4 und stellt den betreffenden ÜNB die Informationen über diese Auswirkungen bereit.

(3) Wenn sich das Übertragungsnetz im Normalzustand oder im gefährdeten Zustand befindet, bewertet jeder ÜNB bei der Vorbereitung und Aktivierung von Entlastungsmaßnahmen, die Auswirkungen auf SNN und VNB mit Übertragungsnetzanschluss haben, die Auswirkungen dieser Entlastungsmaßnahmen in Abstimmung mit den betroffenen SNN und VNB und wählt Entlastungsmaßnahmen aus, die zur Aufrechterhaltung des Normalzustands und der Betriebssicherheit aller Beteiligten beitragen. Jeder betroffene SNN und VNB stellt dem ÜNB alle für diese Abstimmung erforderlichen Informationen bereit.

(4) Befindet sich das Übertragungsnetz nicht im Normalzustand oder im gefährdeten Zustand, stimmt jeder ÜNB seine Entlastungsmaßnahmen bei der Vorbereitung und Aktivierung dieser Maßnahmen so weit wie möglich mit den betroffenen SNN und VNB mit Übertragungsnetzanschluss ab, um die Betriebssicherheit und Integrität des Übertragungsnetzes aufrechtzuerhalten.

Wenn ein ÜNB eine Entlastungsmaßnahme aktiviert, führt jeder betroffene signifikante Netznutzer mit Übertragungsnetzanschluss und jeder VNB mit Übertragungsnetzanschluss die vom ÜNB erteilten Anweisungen aus.

(5) Haben Einschränkungen nur lokale Folgen für den Zustand innerhalb der Regelzone des ÜNB und erfordert der Verstoß gegen die Betriebssicherheit kein koordiniertes Vorgehen, so kann der für das Vorgehen verantwortliche ÜNB entscheiden, keine mit Kosten verbundenen Entlastungsmaßnahmen zu aktivieren.

Artikel 24

Verfügbarkeit von Mitteln, Instrumenten und Anlagen von ÜNB

(1) Jeder ÜNB sorgt für die Verfügbarkeit, Zuverlässigkeit und Redundanz von a) Anlagen zur Überwachung des Netzzustands des Übertragungsnetzes, einschließlich Anwendungen zur Zustandserkennung und Anlagen zur Leistungs-Frequenz-Regelung; b) Mitteln zur Steuerung der Schaltung von Leistungsschaltern, Sammelschienentrennern, Transformator-Stufenschaltern und sonstigen Betriebsmitteln zur Steuerung von Übertragungsnetzbetriebsmitteln; c) Mitteln zur Kommunikation mit den Leitwarten anderer ÜNB und RSC; d) Instrumenten für die Betriebssicherheitsanalyse sowie e) Instrumenten und Kommunikationsmitteln, die ÜNB benötigen, um grenzübergreifende Marktvorgänge zu erleichtern.

(2) Haben die in Absatz 1 genannten Instrumente, Mittel und Anlagen des ÜNB Auswirkungen auf VNB mit Übertragungsnetzanschluss oder SNN, die an der Erbringung von Regelenergie- oder Systemdienstleistungen, an Systemschutz- oder Netzwiederaufbaumaßnahmen oder an der Bereitstellung von Echtzeit-Betriebsdaten gemäß den Artikeln 44, 47, 50, 51 und 52 beteiligt sind, müssen sich der relevante ÜNB und diese VNB und SNN abstimmen und zusammenarbeiten, um die Verfügbarkeit, Zuverlässigkeit und Redundanz dieser Instrumente, Mittel und Anlagen zu bestimmen und sicherzustellen.

(3) Innerhalb von 18 Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung erstellt jeder ÜNB einen Betriebskontinuitätsplan, der seine Maßnahmen für den Fall eines Verlusts kritischer Instrumente, Mittel und Anlagen sowie Bestimmungen für deren Instandhaltung, Ersatz und Weiterentwicklung enthält. Jeder ÜNB überprüft seinen Betriebskontinuitätsplan mindestens einmal jährlich und aktualisiert ihn bei Bedarf, in jedem Fall aber nach signifikanten Änderungen der kritischen Instrumente, Mittel und Anlagen oder der relevanten Netzbetriebsbedingungen. Der ÜNB stellt Teile des Betriebskontinuitätsplans, die Auswirkungen auf VNB und SNN haben, auch den betreffenden VNB und SNN bereit.

Artikel 25

Betriebliche Sicherheitsgrenzwerte

(1) Jeder ÜNB legt für jedes seiner Übertragungsnetzbetriebsmittel betriebliche Sicherheitsgrenzwerte fest und berücksichtigt dabei mindestens die folgenden physikalischen Parameter: a) Spannungsgrenzwerte gemäß Artikel 27; b) Grenzwerte für den Kurzschlussstrom gemäß Artikel 30 und c) Grenzwerte für den Strom hinsichtlich der thermischen Belastbarkeit, einschließlich vorübergehend zulässiger Überlastungen.

(2) Bei der Festlegung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte berücksichtigt jeder ÜNB die Fähigkeiten von SNN, im Normalzustand und im gefährdeten Zustand eine Netztrennung aufgrund der Spannungsbereiche und Frequenzgrenzwerte zu verhindern.

(3) Im Falle von Änderungen an eines seiner Übertragungsnetzbetriebsmittel überprüft jeder ÜNB die betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte und aktualisiert sie bei Bedarf.

(4) Jeder ÜNB vereinbart mit dem benachbarten ÜNB für jede Verbindungsleitung gemäß Absatz 1 gemeinsame betriebliche Sicherheitsgrenzwerte.

Artikel 26

Sicherheitsplan zum Schutz kritischer Infrastrukturen

(1) Jeder ÜNB erstellt unter Berücksichtigung des Artikels 5 der Richtlinie 2008/114/EG des Rates ( 8 ) einen vertraulichen Sicherheitsplan, in dem er die Risiken der vom jeweiligen Mitgliedstaat bestimmten Szenarien größerer physischer Bedrohungen und Cyberbedrohungen für die in seinem Eigentum stehenden oder von ihm betriebenen Anlagen bewertet.

(2) Der Sicherheitsplan muss möglichen Auswirkungen auf die europäischen Übertragungsverbundnetze Rechnung tragen und organisatorische und physische Maßnahmen zur Verringerung der festgestellten Risiken umfassen.

(3) Jeder ÜNB überprüft den Sicherheitsplan regelmäßig, um ihn an Änderungen der Bedrohungsszenarien und die Entwicklung des Übertragungsnetzes anzupassen.







KAPITEL 2

Spannungsregelung und Blindleistungsmanagement

Artikel 27

Verpflichtungen aller ÜNB hinsichtlich Spannungsgrenzwerten

(1) Jeder ÜNB bemüht sich gemäß Artikel 18, die Spannung im stationären Zustand an den Netzanschlusspunkten des Übertragungsnetzes innerhalb der in Anhang II Tabellen 1 und 2 angegebenen Bereiche zu halten, solange sich das Netz im Normalzustand befindet.

(2) Verlangt der relevante ÜNB in Spanien gemäß Artikel 16 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2016/631, dass Stromerzeugungsanlagen mit einer Netz-Nennanschlussspannung zwischen 300 und 400 kV im Spannungsbereich zwischen 1,05 und 1,0875 p. u. zeitlich unbegrenzt mit dem Netz verbunden bleiben, berücksichtigt dieser ÜNB diesen erweiterten Spannungsbereich bei der Anwendung von Absatz 1.

(3) Jeder ÜNB legt die Basisspannung für die Angabe der Per-Unit-Spannung (p. u.) fest.

(4) Jeder ÜNB bemüht sich sicherzustellen, dass die Spannung im Normalzustand und nach einem Ausfall für begrenzte Betriebszeiten innerhalb breiterer Spannungsbereiche bleibt, sofern diese breiteren Spannungsbereiche gemäß Artikel 16 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2016/631 mit den VNB oder den Eigentümern von Gesamteinrichtungen zur Stromerzeugung mit Übertragungsnetzanschluss oder gemäß Artikel 18 der Verordnung (EU) 2016/1447 mit den Eigentümern von HGÜ-Systemen vereinbart wurden.

(5) Jeder ÜNB vereinbart mit den VNB und SNN mit Übertragungsnetzanschluss Spannungsbereiche an den Netzanschlusspunkten, die eine Spannung von weniger als 110 kV aufweisen, wenn diese Spannungsbereiche für die Einhaltung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte von Bedeutung sind. Jeder ÜNB bemüht sich sicherzustellen, dass die Spannung im Normalzustand und nach einem Ausfall im vereinbarten Bereich bleibt.

Artikel 28

Verpflichtungen von SNN hinsichtlich Spannungsregelung und Blindleistungsmanagement beim Netzbetrieb

(1) Alle Eigentümer von SNN, bei denen es sich um Stromerzeugungsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss außerhalb des Anwendungsbereichs des Artikels 16 der Verordnung (EU) 2016/631 oder um HGÜ-System außerhalb des Anwendungsbereichs des Artikels 18 der Verordnung (EU) 2016/1447 handelt, unterrichten ihren ÜNB innerhalb von drei Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung über die Fähigkeiten ihrer Anlagen zur Einhaltung der in Artikel 16 der Verordnung (EU) 2016/631 bzw. Artikel 18 der Verordnung (EU) 2016/1447 festgelegten Bestimmungen hinsichtlich der Spannung und geben dabei die Fähigkeiten ihrer Anlagen hinsichtlich der Spannung und den Zeitraum an, während dessen sie Spannungsänderungen ohne Trennung vom Netz standhalten können.

(2) SNN, bei denen es sich um Verbrauchsanlagen handelt, die nicht den Anforderungen des Artikels 3 der Verordnung (EU) 2016/1388 unterliegen, dürfen sich innerhalb der in Artikel 27 genannten Spannungsbereiche bei Störungen nicht vom Netz trennen. Eigentümer von SNN, bei denen es sich um Verbrauchsanlagen mit Übertragungsnetzanschluss handelt, die nicht Artikel 3 der Verordnung (EU) 2016/1388 unterliegen, unterrichten den zuständigen ÜNB innerhalb von drei Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung über die Fähigkeiten ihrer Anlagen hinsichtlich der in Anhang II der Verordnung (EU) 2016/1388 festgelegten Anforderungen in Bezug auf die Spannung und geben dabei die Fähigkeiten ihrer Anlagen hinsichtlich der Spannung und den Zeitraum an, während dessen sie Spannungsänderungen ohne Trennung vom Netz standhalten können.

(3) Jeder SNN, bei dem es sich um eine Verbrauchsanlage mit Übertragungsnetzanschluss handelt, hält die Blindleistungssollwerte, Leistungsfaktorbereiche und Spannungssollwerte für die Spannungsregelung in dem mit dem zuständigen ÜNB gemäß Artikel 27 vereinbarten Bereich ein.

Artikel 29

Verpflichtungen aller ÜNB hinsichtlich Spannungsregelung und Blindleistungsmanagement beim Netzbetrieb

(1) Liegt die Spannung an einem Netzanschlusspunkt mit dem Übertragungsnetz außerhalb der in Anhang II Tabellen 1 und 2 dieser Verordnung festgelegten Bereiche, trifft jeder ÜNB gemäß Artikel 22 Absatz 1 Buchstabe c dieser Verordnung Entlastungsmaßnahmen zur Spannungsregelung und zum Blindleistungsmanagement, um die Spannung am Netzanschlusspunkt innerhalb des in Artikel 16 der Verordnung (EU) 2016/631 und Artikel 13 der Verordnung (EU) 2016/1388 genannten Zeitraums wieder in den in Anhang II angegebenen Bereich zu bringen.

(2) Jeder ÜNB berücksichtigt bei seiner Betriebssicherheitsanalyse die Spannungswerte, bei denen sich SNN mit Übertragungsnetzanschluss, die nicht den Anforderungen der Verordnung (EU) 2016/631 oder der Verordnung (EU) 2016/1388 unterliegen, vom Netz trennen dürfen.

(3) Jeder ÜNB sorgt für eine ausreichende Menge ausreichend schnell aktivierbarer Blindleistungsreserven, um die Spannungen in seiner Regelzone und an den Verbindungsleitungen innerhalb der in Anhang II angegebenen Bereiche zu halten.

(4) Über Drehstrom-Verbindungsleitungen miteinander verbundene ÜNB legen gemeinsam angemessene Regeln zur Spannungsregelung fest, um sicherzustellen, dass die gemäß Artikel 25 Absatz 4 festgelegten gemeinsamen betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte eingehalten werden.

(5) Jeder ÜNB vereinbart mit jedem VNB mit Übertragungsnetzanschluss gemäß Artikel 15 der Verordnung (EU) 2016/1388 die Blindleistungssollwerte, Leistungsfaktorbereiche und Spannungssollwerte für die Spannungsregelung an ihrem gemeinsamen Netzanschlusspunkt. Damit diese Parameter eingehalten werden, nutzt jeder VNB mit Übertragungsnetzanschluss seine Blindleistungsressourcen und kann den an das Verteilernetz angeschlossenen SNN Anweisungen zur Spannungsregelung erteilen.

(6) Jeder ÜNB ist berechtigt, alle verfügbaren Blindleistungskapazitäten mit Übertragungsnetzanschluss innerhalb seiner Regelzone zu nutzen, um für ein wirksames Blindleistungsmanagement zu sorgen und die Spannung in den in Anhang II Tabellen 1 und 2 angegebenen Bereichen zu halten.

(7) Jeder ÜNB betreibt innerhalb seiner Regelzone direkt oder indirekt (ggf. in Abstimmung mit dem VNB mit Übertragungsnetzanschluss) Blindleistungsressourcen, z. B. durch Blockieren der automatischen Spannungs-/Blindleistungsregelung von Transformatoren oder durch Spannungsverringerung und Unterspannungslastabwurf, um die Einhaltung der betrieblichen Sicherheitsgrenzwerte aufrechtzuerhalten und einen Zusammenbruch der Spannung im Übertragungsnetz zu verhindern.

(8) Jeder ÜNB legt in Abstimmung mit den SNN und VNB mit Übertragungsnetzanschluss sowie mit benachbarten ÜNB Maßnahmen zur Spannungsregelung fest.

(9) Soweit dies für die Spannungsregelung und das Blindleistungsmanagement des Übertragungsnetzes relevant ist, kann ein ÜNB in Abstimmung mit einem VNB von einem SNN mit Verteilernetzanschluss verlangen, Anweisungen hinsichtlich der Spannungsregelung zu befolgen.







KAPITEL 3

Kurzschlussstrommanagement

Artikel 30

Kurzschlussstrom

Jeder ÜNB ermittelt Folgendes:

a) den maximalen Kurzschlussstrom, bei dem die Nennkurzschlussfähigkeit der Leistungsschalter und anderer Betriebsmittel überschritten wird, und

b) den minimalen Kurzschlussstrom für den ordnungsgemäßen Betrieb der Schutzeinrichtungen.

Artikel 31

Berechnung des Kurzschlussstroms und damit verbundene Maßnahmen

(1) Jeder ÜNB führt Berechnungen zum Kurzschlussstrom durch, um die Auswirkungen der Netze von benachbarten ÜNB sowie von SNN mit Übertragungsnetzanschluss und von Verteilernetzen mit Übertragungsnetzanschluss, einschließlich geschlossener Verteilernetze, auf die Höhe der Kurzschlussströme im Übertragungsnetz zu beurteilen. Hat ein Verteilernetz (einschließlich geschlossener Verteilernetze) mit Übertragungsnetzanschluss Auswirkungen auf die Höhe der Kurzschlussströme, so wird es bei den Berechnungen der Kurzschlussströme für das Übertragungsnetz berücksichtigt.

(2) Bei der Berechnung der Kurzschlussströme muss jeder ÜNB a) die genauesten und zuverlässigsten verfügbaren Daten verwenden, b) internationale Normen berücksichtigen und c) der Berechnung des maximalen Kurzschlussstroms diejenigen Betriebsbedingungen zugrunde legen, die mit dem höchstmöglichen Kurzschlussstrom verbunden sind, wobei auch die Kurzschlussströme aus anderen Übertragungsnetzen und Verteilernetzen einschließlich geschlossener Verteilernetze zu berücksichtigen sind.

(3) Jeder ÜNB trifft für jeden Zeitbereich und für alle Schutzeinrichtungen betriebliche und sonstige Maßnahmen, um eine Abweichung von den in Artikel 30 genannten Grenzwerten für den maximalen und minimalen Kurzschlussstrom zu verhindern. Tritt eine solche Abweichung auf, aktiviert jeder ÜNB Entlastungsmaß