IT Gazzetta ufficiale dell'Unione europea L 220/1

REGOLAMENTO (UE) 2017/1485 DELLA COMMISSIONE

del 2 agosto 2017

che stabilisce orientamenti in materia di gestione del sistema di trasmissione dell'energia elettrica

(Testo rilevante ai fini del SEE)

LA COMMISSIONE EUROPEA,

visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea,

visto il regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003 (1), in particolare l'articolo 18, paragrafo 3, lettera d), e paragrafo 5,

considerando quanto segue:

(1) Un mercato interno dell'energia perfettamente funzionante e interconnesso è fondamentale per mantenere la sicurezza dell'approvvigionamento energetico, aumentare la competitività e garantire che tutti i consumatori possano acquistare energia a prezzi accessibili.

(2) Il regolamento (CE) n. 714/2009 stabilisce norme non discriminatorie che disciplinano l'accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica al fine di garantire il buon funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica.

(3) È opportuno definire norme armonizzate sulla gestione del sistema per i gestori dei sistemi di trasmissione («TSO»), i gestori dei sistemi di distribuzione («DSO») e gli utenti rilevanti della rete («SGU») allo scopo di stabilire un quadro giuridico chiaro per la gestione del sistema, agevolare gli scambi di energia elettrica sul territorio dell'Unione europea, garantire la sicurezza del sistema, garantire la disponibilità e lo scambio dei dati e delle informazioni necessari tra TSO e tra questi ultimi e tutte le altre parti interessate, facilitare l'integrazione delle fonti energetiche rinnovabili, consentire un uso più efficiente della rete e incentivare la concorrenza a vantaggio dei consumatori.

(4) Al fine di garantire la sicurezza operativa del sistema di trasmissione interconnesso, è essenziale definire una serie comune di requisiti minimi per la gestione del sistema sul territorio dell'Unione, per la cooperazione transfrontaliera tra TSO e per l'utilizzo delle caratteristiche pertinenti dei DSO e degli SGU connessi.

(5) Tutti i TSO dovrebbero conformarsi ai requisiti minimi comuni relativi alle procedure necessarie per predisporre la gestione in tempo reale, sviluppare modelli individuali e realizzare modelli comuni di rete, agevolare il ricorso efficiente e coordinato alle contromisure necessarie per la gestione in tempo reale al fine di mantenere la sicurezza operativa, la qualità e la stabilità del sistema di trasmissione interconnesso e sostenere il funzionamento efficiente del mercato interno dell'energia elettrica europeo e facilitare l'integrazione delle fonti energetiche rinnovabili.

(6) Sebbene esistano diverse iniziative regionali volontarie di cooperazione in materia di gestione del sistema promosse dai TSO, è necessario formalizzare il coordinamento tra TSO affinché nell'Unione la gestione del sistema di trasmissione stia al passo con la trasformazione del mercato dell'energia elettrica dell'Unione. Le norme in materia di gestione del sistema stabilite dal presente regolamento richiedono un quadro istituzionale che consenta un migliore coordinamento tra i TSO, compresa la partecipazione obbligatoria dei TSO al coordinamento regionale della sicurezza. I requisiti comuni per l'istituzione di coordinatori regionali della sicurezza (RSC) e per la definizione delle rispettive mansioni definiti nel presente regolamento rappresentano un primo passo verso il rafforzamento del coordinamento regionale e l'integrazione della gestione del sistema e dovrebbero agevolare il conseguimento degli obiettivi del regolamento (CE) n. 714/2009 e garantire standard più elevati in materia di sicurezza dell'approvvigionamento nell'Unione.

(7) Il presente regolamento dovrebbe definire un quadro per la cooperazione obbligatoria dei TSO mediante la designazione di RSC. Gli RSC dovrebbero formulare raccomandazioni rivolte ai TSO della regione di calcolo della capacità per la quale sono stati designati. Ciascun TSO dovrebbe decidere autonomamente se seguire le raccomandazioni dell'RSC oppure no. Il TSO dovrebbe conservare la responsabilità di gestire la sicurezza operativa della sua area di controllo.

(8) Sono necessarie norme in materia di formazione operativa e certificazione al fine di garantire che i dipendenti dei gestori di sistema e gli altri membri del personale operativo siano qualificati e adeguatamente formati e che i dipendenti del gestore di sistema incaricati della gestione in tempo reale dispongano della certificazione richiesta per gestire il sistema di trasmissione in modo sicuro in tutte le situazioni operative. La definizione di norme in materia di formazione e certificazione consente di consolidare e formalizzare le migliori prassi utilizzate dai TSO e garantisce l'applicazione di standard minimi da parte di tutti i TSO nell'Unione.

(9) Le prescrizioni relative alle prove funzionali e al monitoraggio sono volte a garantire il corretto funzionamento degli elementi del sistema di trasmissione, del sistema di distribuzione e delle apparecchiature degli utenti della rete. La pianificazione e il coordinamento delle prove funzionali sono necessari per ridurre al minimo le perturbazioni della stabilità, del funzionamento e dell'efficienza economica del sistema interconnesso.

(10) Tenuto conto del fatto che le indisponibilità pianificate incidono sulla stabilità della rete anche al di fuori dell'area di controllo di un TSO, ogni TSO dovrebbe, nell'ambito della pianificazione operativa, monitorare la fattibilità delle indisponibilità pianificate per ogni orizzonte temporale e, se necessario, coordinare le indisponibilità con e tra TSO, DSO e SGU quando queste hanno un impatto sui flussi transfrontalieri che influisce sulla sicurezza operativa dei sistemi di trasmissione.

(11) I processi di gestione e di programmazione necessari per anticipare le difficoltà legate alla sicurezza nella gestione in tempo reale e per definire contromisure pertinenti comportano uno scambio di dati tempestivo e adeguato. Pertanto tale scambio non dovrebbe essere ostacolato da barriere tra i diversi soggetti coinvolti.

(12) Uno dei processi cruciali per garantire la sicurezza operativa con un elevato livello di affidabilità e qualità è il controllo frequenza/potenza («LFC»). Un LFC efficace è possibile solo se sussiste l'obbligo, per i TSO e i DSO di connessione delle riserve, di cooperare al fine di gestire i sistemi di trasmissione interconnessi come una singola entità e, per i gruppi di generazione dei fornitori e gli impianti di consumo dei fornitori, di soddisfare i pertinenti requisiti tecnici minimi.

(13) Le disposizioni relative all'LFC e alle riserve sono intese a stabilire requisiti chiari, oggettivi e armonizzati per i TSO, i DSO di connessione delle riserve, i gruppi di generazione dei fornitori di riserve e gli impianti di consumo dei fornitori al fine di rendere sicuro il sistema e di contribuire alla non discriminazione, a un'effettiva concorrenza e al funzionamento efficiente del mercato interno dell'energia elettrica. Dette disposizioni sull'LFC e sulle riserve costituiscono il quadro tecnico necessario per lo sviluppo di mercati di bilanciamento transfrontalieri.

(14) Al fine di assicurare la qualità della frequenza del sistema comune, è essenziale definire una serie comune di requisiti minimi e di principi per le riserve e l'LFC a livello di Unione che costituiscano la base per la cooperazione transfrontaliera tra TSO e, se del caso, per l'utilizzo delle caratteristiche dei sistemi di generazione, consumo e distribuzione connessi. A tal fine, il presente regolamento definisce la struttura e le norme di funzionamento dell'LFC, i criteri e gli obiettivi in termini di qualità, il dimensionamento delle riserve, lo scambio, la condivisione e la distribuzione delle riserve e il monitoraggio in relazione all'LFC.

(15) Le aree sincrone non si fermano alle frontiere dell'Unione e possono includere il territorio di paesi terzi. L'Unione, gli Stati membri e i TSO dovrebbero mirare alla gestione sicura del sistema in tutte le aree sincrone presenti nell'Unione. Essi dovrebbero sostenere i paesi terzi nell'applicazione di norme simili a quelle previste dal presente regolamento. L'ENTSO-E dovrebbe facilitare la cooperazione tra i TSO dell'Unione e i TSO di paesi terzi per quanto riguarda la gestione sicura del sistema.

(16) Conformemente all'articolo 8 del regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio (2), l'Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia («l'Agenzia») è tenuta ad adottare una decisione se le competenti autorità di regolamentazione non sono in grado di raggiungere un accordo su termini, condizioni o metodologie comuni.

(17) Il presente regolamento è stato elaborato in stretta collaborazione con l'Agenzia, l'ENTSO-E e le parti interessate, al fine di adottare norme efficaci, equilibrate e proporzionate in modo trasparente e partecipativo. A norma dell'articolo 18, paragrafo 3, del regolamento (CE) n. 714/2009, la Commissione consulta l'Agenzia, l'ENTSO-E e le altre parti interessate prima di proporre eventuali modifiche del presente regolamento.

(18) Le misure previste dal presente regolamento sono conformi al parere del comitato di cui all'articolo 23, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 714/2009,

HA ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:

PARTE I

DISPOSIZIONI GENERALI

Articolo 1

Oggetto

Al fine di preservare la sicurezza operativa, la qualità della frequenza e l'uso efficiente del sistema interconnesso e delle risorse, il presente regolamento definisce orientamenti dettagliati concernenti:

a) requisiti e principi di sicurezza operativa;

b) norme e responsabilità di coordinamento e scambio dei dati tra TSO, tra TSO e DSO e tra TSO o DSO e SGU in materia di pianificazione operativa e gestione vicina al tempo reale;

c) norme in materia di formazione e certificazione dei dipendenti dei gestori di sistema;

d) requisiti di coordinamento delle indisponibilità;

e) requisiti di programmazione tra le aree di controllo dei TSO; e

f) norme volte a stabilire un quadro a livello di Unione per il controllo frequenza/potenza e le riserve.

Articolo 2

Ambito di applicazione

1. Le norme e i requisiti fissati nel presente regolamento si applicano ai seguenti SGU:

a) gruppi di generazione esistenti e nuovi classificati come gruppi di tipo B, C e D in base ai criteri definiti all'articolo 5 del regolamento (UE) 2016/631 della Commissione (3);

b) impianti di consumo esistenti e nuovi connessi al sistema di trasmissione;

c) sistemi di distribuzione chiusi esistenti e nuovi connessi al sistema di trasmissione;

d) impianti di consumo esistenti e nuovi, sistemi di distribuzione chiusi e terze parti se forniscono la gestione della domanda (gestione attiva della domanda o demand side response) direttamente al TSO secondo i criteri di cui all'articolo 27 del regolamento (UE) 2016/1388 della Commissione (4);

e) fornitori di ridispacciamento dei gruppi di generazione o degli impianti di consumo mediante aggregazione e fornitori di riserve di potenza attiva di cui alla parte IV, titolo 8, del presente regolamento; e

f) sistemi in corrente continua ad alta tensione («HVDC») esistenti e nuovi secondo i criteri di cui all'articolo 3, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2016/1447 della Commissione (5).

2. Il presente regolamento si applica a tutti i sistemi di trasmissione, a tutti i sistemi di distribuzione e a tutte le interconnessioni dell'Unione e ai coordinatori regionali della sicurezza, ad eccezione dei sistemi di trasmissione e dei sistemi di distribuzione, o delle parti di tali sistemi, situati in isole di Stati membri i cui sistemi non sono gestiti in modo sincrono con l'area sincrona dell'Europa continentale («CE»), della Gran Bretagna («GB»), dell'Europa settentrionale (o area Nordica), dell'Irlanda e Irlanda del Nord («IE/NI») o del Baltico.

3. Qualora in uno Stato membro esistano più TSO, il presente regolamento si applica a tutti i TSO operanti nello Stato membro. Se un TSO non svolge una funzione connessa a uno o più obblighi imposti dal presente regolamento, gli Stati membri, nell'ambito del regime nazionale di regolamentazione, possono disporre che la responsabilità di rispettare uno, alcuni o tutti gli obblighi imposti ai TSO dal presente regolamento sia attribuita a uno o più TSO specifici.

4. I TSO di Lituania, Lettonia ed Estonia, fintantoché e nella misura in cui funzionano in modo sincrono in un'area sincrona in cui non tutti i paesi sono sottoposti alla legislazione dell'Unione, sono esentati dall'applicazione delle disposizioni elencate nell'allegato I del presente regolamento, salvo altrimenti disposto in un accordo di cooperazione con i TSO di paesi terzi che definisca le basi della loro cooperazione in merito alla gestione sicura del sistema in applicazione dell'articolo 13.

5. Se la determinazione dei requisiti di cui al presente regolamento compete a un gestore di sistema che non è un TSO, gli Stati membri possono disporre che detta determinazione competa invece al TSO.

Articolo 3

Definizioni

1. Ai fini del presente regolamento, si applicano le definizioni dell'articolo 2 del regolamento (CE) n. 714/2009, dell'articolo 2 del regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione (6), dell'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/631, dell'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1388, dell'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1447, dell'articolo 2 del regolamento (UE) 2016/1719 della Commissione (7), dell'articolo 2 del regolamento (UE) n. 543/2013 della Commissione (8) sulla presentazione e pubblicazione dei dati sui mercati dell'energia elettrica e dell'articolo 2 della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (9).

2. Inoltre s'intende per:

1) «sicurezza operativa», capacità del sistema di trasmissione di mantenere uno stato normale o di tornare ad uno stato normale nel minor tempo possibile, che è caratterizzata da limiti di sicurezza operativa;

2) «violazione», situazione in cui è necessario preparare e attivare una contromisura affinché siano rispettati i limiti di sicurezza operativa;

3) «situazione N», situazione in cui nessun elemento del sistema di trasmissione è indisponibile a causa del verificarsi di una contingenza;

4) «lista delle contingenze», elenco delle contingenze da simulare per verificare il rispetto dei limiti di sicurezza operativa;

5) «stato normale», situazione in cui il sistema si trova entro i limiti di sicurezza operativa in situazione N e dopo il verificarsi di una qualsiasi contingenza prevista nella lista delle contingenze, tenuto conto dell'effetto delle contromisure disponibili;

6) «riserve per il contenimento della frequenza» o «FCR», riserve di potenza attiva disponibili per contenere la frequenza del sistema dopo il verificarsi di uno sbilanciamento;

7) «riserve per il ripristino della frequenza» o «FRR», riserve di potenza attiva disponibili per riportare la frequenza del sistema alla frequenza nominale e ribilanciare un'area sincrona con più aree LFC al valore programmato;

8) «riserve di sostituzione» o «RR», riserve di potenza attiva disponibili per ripristinare o sostenere il livello richiesto delle FRR necessario per essere preparati in caso di ulteriori sbilanciamenti del sistema, fra queste le riserve di generazione;

9) «fornitore delle riserve», persona giuridica con obbligo giuridico o contrattuale di fornire riserve FCR, FRR o RR proveniente da almeno un'unità di erogazione della riserva o un gruppo di erogazione della riserva;

10) «unità di erogazione delle riserve», gruppo di generazione o aggregazione di gruppi di generazione e/o unità di consumo singola o aggregazione di unità di consumo connessi ad un punto di connessione comune che soddisfano i requisiti in materia di erogazione di FCR, FRR o RR;

11) «gruppo di erogazione delle riserve», aggregazione di gruppi di generazione, unità di consumo e/o unità di erogazione della riserva connessa a più punti di connessione che soddisfa i requisiti in materia di erogazione di FCR, FRR o RR;

12) «area di controllo frequenza/potenza» o «area LFC», area sincrona, o parte di area sincrona, demarcata fisicamente dai punti di misurazione sugli interconnettori con le altre aree LFC, gestita da uno o più TSO ottemperanti agli obblighi del controllo frequenza/potenza;

13) «tempo di ripristino della frequenza», nel caso di aree sincrone con un'unica area LFC, stima del tempo massimo dopo il verificarsi di uno sbilanciamento istantaneo della potenza uguale o inferiore a quello provocato dall'incidente di riferimento entro il quale la frequenza del sistema torna nell'intervallo di ripristino della frequenza; nel caso di aree sincrone con più di un'area LFC, stima del tempo massimo dopo il verificarsi di uno sbilanciamento istantaneo della potenza di un'area LFC entro il quale lo sbilanciamento viene compensato;

14) «criterio (N-1)», regola secondo cui, dopo il verificarsi di una contingenza nell'area di controllo di un TSO, gli elementi che restano in servizio devono essere in grado di funzionare nella nuova situazione operativa senza violare i limiti di sicurezza operativa;

15) «situazione (N-1)», situazione del sistema di trasmissione in cui si è verificata una delle contingenze previste nella lista delle contingenze;

16) «riserva di potenza attiva», riserve di bilanciamento disponibili per il mantenimento della frequenza;

17) «stato di allerta», stato del sistema in cui il sistema si trova entro i limiti di sicurezza operativa, ma in cui è stata individuata una contingenza della lista delle contingenze al verificarsi della quale le contromisure disponibili non sono sufficienti a mantenere lo stato normale;

18) «blocco di controllo frequenza/potenza» o «blocco LFC», area sincrona, o parte di area sincrona, demarcata fisicamente dai punti di misurazione sugli interconnettori con gli altri blocchi LFC, costituita da una o più aree LFC gestite da uno o più TSO ottemperanti agli obblighi del controllo frequenza/potenza;

19) «errore di rete» o «ACE», somma dell'errore di controllo della potenza («ΔP»), vale a dire la differenza in tempo reale tra il valore effettivo misurato in tempo reale dello scambio di potenza («P») e il valore di programma («P0») di una specifica area LFC o blocco LFC, e l'errore di controllo della frequenza («K*Δf»), vale a dire il prodotto del fattore K per la deviazione di frequenza di quella specifica area LFC o blocco LFC, essendo l'errore di rete uguale a ΔP+K*Δf;

20) «programma di controllo», sequenza di valori di setpoint per lo scambio di potenza netto di un'area LFC o di un blocco LFC tramite interconnettori in corrente alternata (c.a.);

21) «controllo della tensione», insieme delle azioni di controllo manuali o automatiche fatte sul nodo di generazione, sui nodi terminali delle linee in c.a. o dei sistemi HVDC, sui trasformatori o su altri elementi, finalizzate a mantenere il livello di tensione impostato o il valore di potenza reattiva impostato;

22) «stato di blackout», stato del sistema in cui è interrotto l'esercizio del sistema di trasmissione o di parte di esso;

23) «contingenza interna», contingenza all'interno dell'area di controllo del TSO, che interessa anche gli interconnettori;

24) «contingenza esterna», contingenza al di fuori dell'area di controllo del TSO che non interessa gli interconnettori, avente un fattore di influenza più elevato rispetto alla soglia di influenza delle contingenze;

25) «fattore di influenza», valore numerico usato per quantificare l'effetto massimo che l'indisponibilità di un elemento del sistema di trasmissione situato al di fuori dell'area di controllo del TSO, e che non interessa gli interconnettori, può produrre in termini di cambiamento dei flussi di potenza o di tensione su qualunque elemento del sistema di trasmissione. Più elevato è il valore, maggiore è l'effetto;

26) «soglia di influenza delle contingenze», valore numerico limite rispetto al quale vengono confrontati i fattori di influenza, laddove si considera che una contingenza che si verifica al di fuori dell'area di controllo del TSO con fattore di influenza più elevato della soglia di influenza delle contingenze abbia un impatto significativo sull'area di controllo del TSO e sugli interconnettori;

27) «analisi delle contingenze», simulazione delle contingenze della lista delle contingenze effettuata mediante simulatore;

28) «tempo critico di eliminazione di un guasto», durata massima di un guasto, entro la quale il sistema di trasmissione mantiene la stabilità;

29) «guasto», qualunque tipo di corto circuito (monofase, bifase e trifase, a terra o non a terra), rottura di conduttori, interruzione di circuiti o collegamento intermittente che determina l'indisponibilità permanente dell'elemento del sistema di trasmissione interessato;

30) «elemento del sistema di trasmissione», qualunque componente del sistema di trasmissione;

31) «disturbo», qualunque evento non pianificato che provochi l'uscita del sistema di trasmissione dallo stato normale;

32) «stabilità dinamica», termine comune che comprende la stabilità angolare, la stabilità di frequenza e la stabilità di tensione;

33) «valutazione della stabilità dinamica», valutazione della sicurezza operativa in termini di stabilità dinamica;

34) «stabilità di frequenza», capacità del sistema di trasmissione di mantenere stabile la frequenza in situazione N e dopo aver subito un disturbo;

35) «stabilità di tensione», capacità del sistema di trasmissione di mantenere tensioni accettabili in tutti i nodi del sistema di trasmissione in situazione N e dopo aver subito un disturbo;

36) «stato del sistema», stato operativo del sistema di trasmissione che in relazione ai limiti di sicurezza operativa può essere lo stato normale, lo stato di allerta, lo stato di emergenza, lo stato di blackout e lo stato di ripristino;

37) «stato di emergenza», stato del sistema in cui sono violati uno o più limiti di sicurezza operativa;

38) «stato di ripristino», stato del sistema in cui tutte le attività condotte sul sistema di trasmissione sono finalizzate a ristabilire il funzionamento del sistema e a mantenere la sicurezza operativa dopo lo stato di blackout o lo stato di emergenza;

39) «contingenza eccezionale», il verificarsi simultaneo di più contingenze aventi una causa comune;

40) «deviazione di frequenza», differenza, negativa o positiva, tra la frequenza effettiva e la frequenza nominale dell'area sincrona;

41) «frequenza del sistema», frequenza elettrica del sistema che può essere misurata in tutte le parti dell'area sincrona assumendo un valore coerente per il sistema in una finestra temporale di secondi, con differenze trascurabili tra i differenti punti di misurazione;

42) «processo di ripristino della frequenza» o «FRP», processo che mira a riportare la frequenza al valore nominale e, per le aree sincrone che consistono in più aree LFC, processo che mira a riportare il bilanciamento di potenza al valore programmato;

43) «errore di controllo del ripristino della frequenza» o «FRCE», errore del controllo per l'FRP, che è uguale all'ACE di un'area LFC o, se l'area LFC corrisponde geograficamente all'area sincrona, è uguale alla deviazione di frequenza;

44) «programma», insieme di valori di riferimento della generazione, del fabbisogno o dello scambio di energia elettrica per un dato periodo di tempo;

45) «fattore K di un'area LFC o di un blocco LFC», valore espresso in megawatt per hertz («MW/Hz») che si avvicina per quanto praticamente possibile o è maggiore della somma della capacità regolante della generazione, dell'auto-capacità regolante del carico e del contributo della riserva di contenimento della frequenza, in relazione alla massima deviazione di frequenza in regime stazionario;

46) «stato locale», stato di allerta, emergenza o blackout caratterizzato dall'assenza di rischio di estensione delle conseguenze al di fuori dell'area di controllo, compresi gli interconnettori connessi a tale area di controllo;

47) «massima deviazione di frequenza in regime stazionario», stima della massima deviazione della frequenza dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento entro la quale la frequenza del sistema è destinata a rimanere stabile;

48) «area osservabile», sistema di trasmissione del TSO e parti rilevanti dei sistemi di distribuzione e dei sistemi di trasmissione dei TSO limitrofi su cui il TSO esercita il monitoraggio in tempo reale e in base a cui modella la rete per mantenere la sicurezza operativa nella sua area di controllo, compresi gli interconnettori;

49) «TSO limitrofi», TSO connessi direttamente tramite almeno un interconnettore in c.a. o c.c.;

50) «analisi della sicurezza operativa», finalità globale delle attività informatiche, manuali e automatiche svolte per valutare la sicurezza operativa del sistema di trasmissione e definire le contromisure necessarie a garantire il rispetto dei criteri di sicurezza;

51) «indicatori della sicurezza operativa», indicatori utilizzati dai TSO per monitorare la sicurezza operativa sulla base degli stati del sistema, dei guasti e dei disturbi che la influenzano;

52) «classificazione della sicurezza operativa», classificazione utilizzata dai TSO per monitorare la sicurezza operativa sulla base degli indicatori della sicurezza operativa;

53) «prove funzionali», prove effettuate dal TSO o dal DSO a fini di manutenzione, sviluppo di pratiche di gestione del sistema, formazione e acquisizione di informazioni sul comportamento del sistema di trasmissione in condizioni anomale e prove effettuate dagli utenti rilevanti della rete elettrica sui loro impianti e aventi finalità simili;

54) «contingenza ordinaria», il verificarsi di una contingenza relativa a un singolo collegamento o iniezione;

55) «contingenza anomala (out-of-range)», il verificarsi contemporaneo di diverse contingenze non aventi una causa comune oppure la perdita di gruppi di generazione con una perdita di generazione totale superiore all'incidente di riferimento;

56) «pendenza della rampa», velocità di variazione della potenza attiva di un gruppo di generazione, un impianto di consumo o un sistema HVDC;

57) «riserva di potenza reattiva», potenza reattiva disponibile per il controllo della tensione;

58) «incidente di riferimento», massima deviazione positiva o negativa della potenza che si verifica istantaneamente tra la generazione e la domanda in un'area sincrona e che è tenuta in considerazione per il dimensionamento delle FCR;

59) «stabilità angolare», capacità delle macchine sincrone di mantenere il sincronismo in situazione N e dopo aver subito un disturbo;

60) «piano di sicurezza», piano che contiene la valutazione del rischio per gli asset critici del TSO relativo alle principali minacce fisiche e cibernetiche con una valutazione degli impatti potenziali;

61) «limiti di stabilità», punti di funzionamento limite ammessi per la gestione del sistema di trasmissione nel rispetto dei limiti di stabilità di tensione, stabilità angolare e stabilità di frequenza;

62) «stato su vasta area (wide area)», stato di allerta, di emergenza o di blackout in cui vi è il rischio di propagazione (di un disturbo) ai sistemi di trasmissione interconnessi;

63) «piano di difesa del sistema», insieme delle misure tecniche e organizzative da adottare per prevenire la propagazione o l'aggravarsi di un disturbo nel sistema di trasmissione al fine di evitare un disturbo su vasta area e lo stato di blackout;

64) «topologia», informazioni relative al collegamento elettrico dei vari elementi del sistema di trasmissione o del sistema di distribuzione in una sottostazione, che comprendono anche la configurazione elettrica e la posizione degli interruttori e dei sezionatori;

65) «sovraccarichi transitori ammissibili», sovraccarichi temporanei degli elementi del sistema di trasmissione che sono tollerati per un intervallo di tempo limitato e che non causano danni fisici agli elementi del sistema di trasmissione purché siano rispettate la durata e le soglie stabilite;

66) «linea di interconnessione virtuale», input supplementare dei regolatori delle aree LFC interessate che ha la stessa valenza di una misura di un interconnettore fisico e permette lo scambio di energia elettrica tra le rispettive aree;

67) «sistemi di trasmissione flessibili in corrente alternata» o «FACTS», apparecchiature per la trasmissione di energia elettrica in corrente alternata che migliorano il controllo e la capacità di transito di potenza attiva;

68) «adeguatezza», capacità di alimentare un'area in modo da soddisfarne il carico;

69) «programma di scambio esterno netto aggregato», programma che rappresenta l'aggregazione netta di tutti i programmi di scambio esterni del TSO e dei programmi di scambio commerciale tra due aree di programmazione o tra un'area di programmazione e un gruppo di altre aree di programmazione;

70) «piano di disponibilità», combinazione di tutti gli stati di disponibilità pianificati per un asset rilevante per un dato periodo di tempo;

71) «stato di disponibilità», capacità di un gruppo di generazione, di un elemento della rete o di un impianto di consumo di fornire un servizio per un dato periodo di tempo, indipendentemente dal fatto che sia in funzione o meno;

72) «vicino al tempo reale», lasso di tempo, non superiore a 15 minuti, tra l'ultima chiusura del mercato infragiornaliero e il tempo reale;

73) «previsione del fabbisogno», programma che rappresenta il consumo di un impianto di consumo o di un insieme di impianti di consumo;

74) «piattaforma dati di pianificazione operativa di ENTSO-E», insieme di applicativi e apparati sviluppati per permettere l'archiviazione, lo scambio e la gestione dei dati utilizzati nei processi di pianificazione operativa tra TSO;

75) «programma di scambio commerciale esterno», programma che rappresenta lo scambio commerciale di energia elettrica tra operatori di mercato in diverse aree di programmazione;

76) «programma di scambio esterno del TSO», programma che rappresenta lo scambio di energia elettrica tra diverse aree di programmazione;

77) «indisponibilità forzata», messa fuori servizio non programmata di un asset rilevante per qualunque ragione urgente che esuli dal controllo operativo del gestore dell'asset rilevante in questione;

78) «programma di generazione», programma che rappresenta la produzione di energia elettrica di un gruppo di generazione o di un insieme di gruppi di generazione;

79) «programma di scambio commerciale interno», programma che rappresenta lo scambio commerciale di energia elettrica all'interno di un'area di programmazione tra diversi operatori di mercato;

80) «asset rilevante interno», asset rilevante facente parte dell'area di controllo del TSO oppure asset rilevante situato in un sistema di distribuzione, anche chiuso, connesso direttamente o indirettamente all'area di controllo del TSO;

81) «bilancio netto dell'area in c.a.», aggregazione netta di tutti i programmi esterni di un'area in c.a.;

82) «regione di coordinamento delle indisponibilità», insieme di aree di controllo per le quali i TSO definiscono procedure di monitoraggio e, ove necessario, coordinano lo stato di disponibilità degli asset rilevanti in tutti gli orizzonti temporali;

83) «impianto di consumo rilevante», impianto di consumo che rientra nel coordinamento delle indisponibilità e il cui stato di disponibilità influenza la sicurezza operativa transfrontaliera;

84) «asset rilevante», qualunque impianto di consumo rilevante, gruppo di generazione rilevante o elemento di rete rilevante che rientra nel coordinamento delle indisponibilità;

85) «elemento di rete rilevante», qualunque componente di un sistema di trasmissione, compresi gli interconnettori, o di un sistema di distribuzione, anche chiuso, come una singola linea, una singola terna, un singolo trasformatore, un singolo trasformatore PST (phase-shifting transformer) o un compensatore di tensione, che rientra nel coordinamento delle indisponibilità e il cui stato di disponibilità influenza la sicurezza operativa transfrontaliera;

86) «incompatibilità di pianificazione delle indisponibilità», condizione in cui lo stato di disponibilità di uno o più elementi di rete rilevanti, gruppi di generazione rilevanti e/o impianti di consumo rilevanti combinato con la migliore stima della situazione previsionale della rete elettrica porta alla violazione dei limiti di sicurezza operativa, tenuto conto delle contromisure senza costi a disposizione del TSO;

87) «pianificatore delle indisponibilità», entità incaricata di pianificare lo stato di disponibilità di un gruppo di generazione rilevante, di un impianto di consumo rilevante o di un elemento di rete rilevante;

88) «gruppo di generazione rilevante», gruppo di generazione che rientra nel coordinamento delle indisponibilità e il cui stato di disponibilità influenza la sicurezza operativa transfrontaliera;

89) «coordinatore regionale della sicurezza» o «RSC», la o le entità, di proprietà dei TSO o da essi controllate, che in una o più regioni di calcolo della capacità svolgono mansioni inerenti al coordinamento regionale dei TSO;

90) «programmatore di rete», la o le entità incaricate di fornire le programmazioni degli operatori di mercato ai TSO o, se del caso, a terzi;

91) «area di programmazione», area alla quale si applicano gli obblighi del TSO inerenti le attività di programmazione individuata sulla base delle esigenze operative o organizzative;

92) «orizzonte settimanale» o «week-ahead», con anticipo di una settimana rispetto alla settimana di esercizio di riferimento;

93) «orizzonte annuale» o «year-ahead», con anticipo di un anno rispetto all'anno di esercizio di riferimento;

94) «TSO interessato», TSO per cui le informazioni sullo scambio delle riserve e/o la condivisione delle riserve e/o il processo di compensazione dello sbilanciamento e/o il processo transfrontaliero di attivazione sono necessarie ai fini dell'analisi e del mantenimento della sicurezza operativa;

95) «capacità di riserva», quantità di FCR, FRR o RR che il TSO deve avere a disposizione;

96) «scambio di riserve», possibilità per un TSO di accedere alla capacità di riserva di un'altra area LFC, di un altro blocco LFC o di un'altra area sincrona per soddisfare il proprio fabbisogno di riserve definite mediante il proprio processo di dimensionamento delle riserve FCR, FRR o RR. Tale capacità di riserva è destinata esclusivamente a detto TSO e non è presa in considerazione dagli altri TSO per soddisfare il loro fabbisogno di riserve definite mediante i loro processi di dimensionamento delle riserve;

97) «condivisione delle riserve», meccanismo secondo il quale più TSO attingono alla medesima capacità di riserva, sia essa FCR, FRR o RR, per rispondere al rispettivo fabbisogno di riserve definito mediante i rispettivi processi di dimensionamento delle riserve;

98) «tempo di attivazione dello stato di allerta», lasso di tempo che trascorre prima che lo stato di allerta diventi effettivo;

99) «FRR automatiche», FRR che possono essere attivate da un automatismo;

100) «ritardo di attivazione delle FRR automatiche», lasso di tempo che trascorre tra l'impostazione di un nuovo valore di setpoint sul sistema di controllo per il ripristino della frequenza e l'inizio dell'erogazione fisica delle FRR automatiche;

101) «tempo di piena attivazione delle FRR automatiche», lasso di tempo che trascorre tra l'impostazione di un nuovo valore di setpoint sul sistema di controllo per il ripristino della frequenza e la corrispondente attivazione o disattivazione delle FRR automatiche;

102) «dati FRCE medi», insieme di dati consistenti nel valore medio dell'FRCE istantaneo misurati in un'area LFC o in un blocco LFC in un determinato intervallo di tempo;

103) «TSO che fornisce la riserva per il controllo della capacità», TSO che attiva la sua capacità di riserva a favore di un TSO che riceve la riserva nell'ambito di un accordo per la condivisione delle riserve;

104) «TSO che riceve la riserva per il controllo della capacità», TSO che calcola la capacità di riserva tenendo conto della capacità di riserva accessibile tramite un TSO che fornisce la riserva per il controllo della capacità nel quadro di un accordo per la condivisione delle riserve;

105) «processo di applicazione dei criteri», processo di calcolo dei parametri-obiettivo per l'area sincrona, il blocco LFC e l'area LFC basato sui dati acquisiti nel processo di raccolta e invio dei dati;

106) «processo di raccolta e invio dei dati», processo di raccolta dell'insieme di dati necessari ad applicare i criteri di valutazione della qualità della frequenza;

107) «processo transfrontaliero di attivazione delle FRR», processo concordato tra i TSO che partecipano al processo che consente di attivare le FRR di un'altra area LFC mediante opportuna correzione degli input degli FRP interessati;

108) «processo transfrontaliero di attivazione delle RR», processo concordato tra i TSO che partecipano al processo che permette di attivare le RR di un'altra area LFC mediante opportuna correzione degli input dell'RRP interessato;

109) «incidente di dimensionamento», stima del massimo sbilanciamento istantaneo di potenza attiva, positivo o negativo, che può verificarsi all'interno di un blocco LFC;

110) «deviazione del tempo elettrico», differenza di tempo tra il tempo sincrono e il tempo coordinato universale (UTC);

111) «deviazione di frequenza della piena attivazione delle FCR», valore nominale della deviazione di frequenza nel momento in cui in un'area sincrona le FCR sono pienamente attivate;

112) «tempo di piena attivazione delle FCR», lasso di tempo tra il verificarsi dell'incidente di riferimento e la corrispondente piena attivazione delle FCR;

113) «obbligo di FCR», la quota delle FCR che ricade sotto la responsabilità di un TSO;

114) «processo di contenimento della frequenza» o «FCP», processo che mira a stabilizzare la frequenza del sistema compensando gli sbilanciamenti mediante l'attivazione di opportune riserve;

115) «processo di accoppiamento (coupling) della frequenza», processo concordato tra tutti i TSO di due aree sincrone che permette di collegare l'attivazione delle FCR attraverso la regolazione dei flussi degli HVDC tra le aree sincrone;

116) «parametro qualitativo della frequenza», le principali variabili della frequenza del sistema che definiscono la qualità della frequenza;

117) «parametro-obiettivo della qualità della frequenza», principale obiettivo della frequenza del sistema rispetto al quale viene valutata la performance dei processi di attivazione delle FCR, FRR e RR in stato normale;

118) «criteri di valutazione della qualità della frequenza», serie di calcoli che utilizzano le misure di frequenza del sistema e permettono la valutazione della qualità della frequenza del sistema rispetto ai parametri-obiettivo della qualità della frequenza;

119) «dati per la valutazione della qualità della frequenza», insieme di dati che permettono il calcolo dei criteri di valutazione della qualità della frequenza;

120) «intervallo di recupero della frequenza», per le aree sincrone GB e IE/NI, intervallo di valori di frequenza del sistema in cui è previsto che rientri la frequenza del sistema dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento, prima del trascorrere del tempo di recupero della frequenza;

121) «tempo di recupero della frequenza», per le aree sincrone GB e IE/NI, tempo massimo previsto dopo il verificarsi di uno sbilanciamento inferiore o uguale all'incidente di riferimento entro il quale la frequenza del sistema ritorna alla massima deviazione di frequenza in regime stazionario;

122) «intervallo di ripristino della frequenza», per le aree sincrone GB, IE/NI e dell'Europa settentrionale, intervallo di frequenza del sistema cui è previsto che la frequenza del sistema ritorni, dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento, prima del trascorrere del tempo di ripristino della frequenza;

123) «parametri-obiettivo dell'FRCE», le principali variabili obiettivo del blocco LFC in base alle quali sono determinati e valutati i criteri di dimensionamento delle FRR e delle RR del blocco LFC, che sono usate per valutare il comportamento del blocco LFC in funzionamento normale;

124) «scambio di potenza per il ripristino della frequenza», potenza scambiata tra aree LFC nell'ambito del processo transfrontaliero (di attivazione delle FRR);

125) «setpoint della frequenza», valore-obiettivo della frequenza utilizzato nell'FRP definito come la somma della frequenza nominale del sistema e un valore di compensazione (offset) necessario a ridurre l'errore del tempo elettrico;

126) «requisiti di disponibilità delle FRR», serie di requisiti definiti dai TSO relativi alla disponibilità delle FRR di un blocco LFC;

127) «norme di dimensionamento delle FRR», le specifiche del processo di dimensionamento delle FRR di un blocco LFC;

128) «processo di compensazione dello sbilanciamento», processo concordato tra i TSO per evitare l'attivazione simultanea di FRR in direzioni opposte, tenendo conto dei rispettivi FRCE e delle FRR attivate e correggendo opportunamente gli input degli FRP interessati;

129) «scambio di potenza per la compensazione dello sbilanciamento», potenza scambiata tra aree LFC nell'ambito del processo di compensazione dello sbilanciamento;

130) «obbligo di FCR iniziale», quantità di FCR attribuite ad un TSO sulla base di un criterio di ripartizione;

131) «dati di frequenza istantanei», insieme di misure della frequenza complessiva del sistema per l'area sincrona effettuate su un periodo di misurazione uguale o inferiore a un secondo e utilizzate ai fini della valutazione della qualità della frequenza;

132) «deviazione istantanea di frequenza», insieme di misure della deviazione della frequenza complessiva del sistema per l'area sincrona rilevate su un periodo di misurazione uguale o inferiore a un secondo, utilizzate ai fini della valutazione della qualità della frequenza;

133) «dati FRCE istantanei», insieme di misure dell'FRCE di un blocco LFC rilevate su un periodo di misurazione uguale o inferiore a 10 secondi e utilizzate ai fini della valutazione della qualità della frequenza;

134) «intervallo dell'FRCE di livello 1», il primo intervallo utilizzato ai fini della valutazione della qualità della frequenza del sistema del blocco LFC entro cui l'FRCE dovrebbe essere mantenuto per una data percentuale del tempo;

135) «intervallo dell'FRCE di livello 2», il secondo intervallo utilizzato ai fini della valutazione della qualità della frequenza del sistema del blocco LFC entro cui l'FRCE dovrebbe essere mantenuto per una data percentuale del tempo;

136) «accordo operativo di blocco LFC», accordo multilaterale tra tutti i TSO di un blocco LFC, se il blocco LFC è di competenza di più di un TSO, e metodologia operativa di un blocco LFC da adottare unilateralmente dal pertinente TSO, se il blocco LFC è di competenza di un unico TSO;

137) «scambio di potenza di sostituzione», potenza scambiata tra aree LFC nell'ambito del processo transfrontaliero di attivazione delle RR;

138) «sbilanciamento del blocco LFC», somma dell'FRCE, dell'attivazione delle FRR e dell'attivazione delle RR all'interno del blocco LFC e l'interscambio di potenza per la compensazione dello sbilanciamento, l'interscambio di potenza per il ripristino della frequenza e l'interscambio di potenza di sostituzione di tale blocco LFC con altri blocchi LFC;

139) «responsabile del monitoraggio del blocco LFC», TSO responsabile della raccolta dei dati relativi ai criteri di valutazione della qualità della frequenza e dell'applicazione dei criteri di valutazione della qualità della frequenza del blocco LFC;

140) «struttura del controllo frequenza/potenza», architettura di base che considera tutti gli aspetti relativi al controllo frequenza/potenza, in particolare la suddivisione di responsabilità e obblighi e anche le tipologie e le finalità delle riserve di potenza attiva;

141) «struttura delle responsabilità del processo», architettura che determina le responsabilità e gli obblighi relativi alle riserve di potenza attiva sulla base della struttura del controllo dell'area sincrona;

142) «struttura di attivazione del processo», architettura che classifica i processi relativi ai diversi tipi di riserve di potenza attiva in termini di finalità e di attivazione;

143) «tempo di piena attivazione delle FRR manuali», lasso di tempo che trascorre tra il cambio del setpoint e la corrispondente attivazione o disattivazione delle FRR manuali;

144) «massima deviazione istantanea di frequenza», stima del massimo valore assoluto della deviazione istantanea della frequenza dopo il verificarsi di uno sbilanciamento uguale o inferiore all'incidente di riferimento, superato il quale sono attivate misure di emergenza;

145) «area di monitoraggio», area sincrona, o parte di area sincrona, fisicamente limitata da punti di misurazione sugli interconnettori con altre aree di monitoraggio, gestita da uno o più TSO ottemperanti agli obblighi di un'area di monitoraggio;

146) «prequalificazione», processo di verifica della conformità di un'unità o gruppo di erogazione delle riserve ai requisiti stabiliti dal TSO;

147) «durata della rampa», intervallo di tempo definito da un istante di partenza fissato e da una durata nel quale la potenza attiva in ingresso e/o in uscita è aumentata o diminuita;

148) «TSO responsabile degli ordini relativi alle riserve», TSO responsabile di impartire all'unità o al gruppo di erogazione delle riserve l'istruzione di attivare le FRR e/o le RR;

149) «DSO di connessione delle riserve», DSO responsabile della rete di distribuzione cui è connessa un'unità o un gruppo di erogazione delle riserve che fornisce riserve a un TSO;

150) «TSO di connessione delle riserve», TSO responsabile dell'area di monitoraggio cui è connessa un'unità o un gruppo di erogazione delle riserve;

151) «TSO che riceve le riserve», TSO coinvolto in uno scambio con un TSO di connessione delle riserve e/o un'unità che eroga riserve o un gruppo che eroga riserve connessi ad un'altra area di monitoraggio o LFC;

152) «processo di sostituzione delle riserve» o «RRP», processo volto a ripristinare le FRR attivate e, per GB e IE/NI, a ripristinare anche le FCR attivate;

153) «requisiti di disponibilità delle RR», prescrizioni definite dai TSO di un blocco LFC relative alla disponibilità delle RR;

154) «norme di dimensionamento delle RR», specifiche relative al processo di dimensionamento delle RR di un blocco LFC;

155) «intervallo di frequenza standard», intervallo definitivo simmetricamente rispetto alla frequenza nominale entro il quale dovrebbe mantenersi la frequenza di sistema di un'area sincrona;

156) «deviazione di frequenza standard», valore assoluto della deviazione di frequenza che delimita l'intervallo di frequenza standard;

157) «deviazione di frequenza in regime stazionario», valore assoluto della deviazione della frequenza dopo il verificarsi di uno sbilanciamento e la successiva stabilizzazione della frequenza del sistema;

158) «responsabile del monitoraggio dell'area sincrona», TSO responsabile della raccolta dei dati relativi ai criteri di valutazione della qualità della frequenza e dell'applicazione di tali criteri per l'area sincrona;

159) «processo di controllo del tempo», insieme delle azioni di controllo effettuate per annullare lo scarto tra tempo sincrono e tempo UTC.

Articolo 4

Obiettivi e aspetti regolamentari

1. Il presente regolamento intende:

a) determinare requisiti e principi comuni di sicurezza operativa;

b) determinare principi comuni per la pianificazione operativa del sistema interconnesso;

c) determinare processi comuni di controllo frequenza/potenza e strutture di controllo comuni;

d) assicurare le condizioni per mantenere la sicurezza operativa in tutta l'Unione;

e) assicurare le condizioni per mantenere il livello di qualità della frequenza in tutte le aree sincrone di tutta l'Unione;

f) promuovere il coordinamento della gestione del sistema e della pianificazione operativa;

g) garantire e rafforzare la trasparenza e l'affidabilità delle informazioni sulla gestione del sistema di trasmissione;

h) contribuire al funzionamento efficiente e allo sviluppo del sistema di trasmissione e del settore dell'energia elettrica nell'Unione.

2. Nell'applicare il presente regolamento, gli Stati membri, le autorità competenti e i gestori di sistema:

a) applicano i principi di proporzionalità e di non discriminazione;

b) garantiscono la trasparenza;

c) applicano il principio dell'ottimizzazione volto a conseguire la massima efficienza complessiva al minor costo totale per tutte le parti coinvolte;

d) fanno in modo che i TSO si avvalgano, nella misura del possibile, di meccanismi basati sul mercato, per garantire la sicurezza e la stabilità della rete;

e) rispettano la responsabilità attribuita al pertinente TSO al fine di garantire la sicurezza del sistema, ivi incluso per quanto disposto dalla normativa nazionale;

f) si consultano con i pertinenti DSO e tengono conto del potenziale impatto sul loro sistema; e

g) tengono conto delle norme tecniche e delle specifiche tecniche europee concordate.

Articolo 5

Termini e condizioni o metodologie dei TSO

1. I TSO elaborano i termini e le condizioni o le metodologie richiesti dal presente regolamento e li presentano per approvazione alle competenti autorità di regolamentazione, conformemente all'articolo 6, paragrafi 2 e 3, o all'entità designata dallo Stato membro, conformemente all'articolo 6, paragrafo 4, entro i termini temporali stabiliti dal presente regolamento.

2. I TSO partecipanti collaborano strettamente qualora in forza del presente regolamento sia necessario elaborare e concordare una proposta di termini e condizioni o metodologie fra più TSO. I TSO, con l'assistenza dell'ENTSO-E, informano regolarmente le autorità di regolamentazione e l'Agenzia dei progressi nell'elaborazione di detti termini e condizioni o metodologie.

3. Qualora i TSO che decidono in merito alle proposte di termini e condizioni o metodologie conformemente all'articolo 6, paragrafo 2, non pervengano a un accordo, essi deliberano a maggioranza qualificata. La maggioranza qualificata per le proposte a norma dell'articolo 6, paragrafo 2, esige una maggioranza di:

a) TSO rappresentanti almeno il 55 % degli Stati membri; e

b) TSO rappresentanti Stati membri che totalizzano almeno il 65 % della popolazione dell'Unione.

4. Una minoranza di blocco per le decisioni di cui all'articolo 6, paragrafo 2, deve includere TSO che rappresentino almeno quattro Stati membri; in caso contrario si riterrà raggiunta la maggioranza qualificata.

5. Se le regioni interessate sono costituite da più di cinque Stati membri e qualora i TSO che decidono in merito alle proposte di termini e condizioni o metodologie conformemente all'articolo 6, paragrafo 3, non pervengano a un accordo, essi deliberano a maggioranza qualificata. Una maggioranza qualificata per le proposte a norma dell'articolo 6, paragrafo 3, esige una maggioranza di:

a) TSO rappresentanti almeno il 72 % degli Stati membri interessati; e

b) TSO rappresentanti Stati membri che totalizzano almeno il 65 % della popolazione della regione interessata.

6. La minoranza di blocco per le decisioni a norma dell'articolo 6, paragrafo 3, consiste almeno nel numero minimo di TSO che rappresentano più del 35 % della popolazione degli Stati membri partecipanti, oltre ai TSO che rappresentano almeno un altro Stato membro interessato; in caso contrario si riterrà raggiunta la maggioranza qualificata.

7. I TSO che decidono in merito alle proposte di termini e condizioni o metodologie a norma dell'articolo 6, paragrafo 3, relativamente alle regioni composte da non più di cinque Stati membri decidono consensualmente.

8. Per quanto attiene alle decisioni dei TSO di cui ai paragrafi 3 e 4, si attribuisce un voto per ciascuno Stato membro. Se sul territorio di uno Stato membro esistono più TSO, lo Stato membro assegna i diritti di voto fra i TSO.

9. Se i TSO non presentano, entro la scadenza fissata dal presente regolamento, una proposta di termini e condizioni o metodologie alle autorità di regolamentazione in conformità dell'articolo 6, paragrafi 2 e 3, o alle entità designate dagli Stati membri in conformità dell'articolo 6, paragrafo 4, essi trasmettono alle competenti autorità di regolamentazione e all'Agenzia i pertinenti progetti di proposta di termini e condizioni o metodologie, illustrando i motivi che hanno impedito di raggiungere un accordo. L'Agenzia informa la Commissione e, in collaborazione con le competenti autorità di regolamentazione e su richiesta della Commissione stessa, indaga sui motivi dell'inadempienza e ne informa la Commissione. Quest'ultima prende i provvedimenti opportuni per consentire l'adozione dei termini e delle condizioni o delle metodologie necessari entro quattro mesi dal ricevimento delle informazioni dell'Agenzia.

Articolo 6

Approvazione dei termini e delle condizioni o delle metodologie dei TSO

1. Ciascuna autorità di regolamentazione approva i termini e le condizioni o le metodologie elaborati dai TSO di cui ai paragrafi 2 e 3. L'entità designata dallo Stato membro approva i termini e le condizioni o le metodologie elaborati dai TSO di cui al paragrafo 4. L'entità designata è l'autorità di regolamentazione, salvo diversa disposizione dello Stato membro.

2. Le proposte dei termini e delle condizioni o delle metodologie elencati di seguito sono subordinate all'approvazione di tutte le autorità di regolamentazione dell'Unione, in merito alla quale uno Stato membro ha la facoltà di trasmettere la sua opinione all'autorità di regolamentazione interessata:

a) i requisiti organizzativi, i ruoli e le responsabilità essenziali per lo scambio dei dati relativi alla sicurezza operativa di cui all'articolo 40, paragrafo 6;

b) la metodologia per la creazione dei modelli comuni di rete, conformemente all'articolo 67, paragrafo 1, e all'articolo 70;

c) la metodologia per l'analisi coordinata della sicurezza operativa in conformità dell'articolo 75;

3. Le proposte dei termini e delle condizioni o delle metodologie elencati di seguito sono subordinate all'approvazione di tutte le autorità di regolamentazione della regione interessata, in merito alla quale uno Stato membro ha la facoltà di trasmettere la sua opinione all'autorità di regolamentazione interessata:

a) la metodologia applicabile a ciascuna area sincrona per la definizione dell'inerzia minima conformemente all'articolo 39, paragrafo 3, lettera b);

b) le disposizioni comuni applicabili a ciascuna regione di calcolo della capacità per il coordinamento della sicurezza operativa regionale in conformità dell'articolo 76;

c) la metodologia, almeno a livello di area sincrona, per valutare la rilevanza degli asset per il coordinamento delle indisponibilità conformemente all'articolo 84;

d) le metodologie, le condizioni e i valori contemplati negli accordi operativi di area sincrona di cui all'articolo 118 e concernenti: i) i parametri qualitativi della frequenza e il parametro-obiettivo della qualità della frequenza conformemente all'articolo 127; ii) le norme di dimensionamento delle FCR, conformemente all'articolo 153; iii) le proprietà aggiuntive delle FCR, conformemente all'articolo 154, paragrafo 2; iv) per le aree sincrone GB e IE/NI, le misure volte ad assicurare la ricostituzione dei serbatoi di energia conformemente all'articolo 156, paragrafo 6, lettera b); v) per le aree sincrone CE e dell'Europa settentrionale, il periodo di attivazione minimo che i fornitori di riserve FCR devono assicurare conformemente all'articolo 156, paragrafo 10; vi) per le aree sincrone CE e dell'Europa settentrionale, le ipotesi e la metodologia per un'analisi costi-benefici conformemente all'articolo 156, paragrafo 11; vii) per le aree sincrone diverse dall'area CE e, ove opportuno, i limiti applicabili allo scambio di FCR tra i TSO conformemente all'articolo 163, paragrafo 2; viii) per le aree sincrone GB e IE/NI, la metodologia per determinare la fornitura minima di capacità di riserva FCR tra aree sincrone, definita in conformità dell'articolo 174, paragrafo 2, lettera b); ix) i limiti relativi al volume degli scambi di FRR tra aree sincrone, definiti in conformità dell'articolo 176, paragrafo 1, e i limiti relativi ai livelli di condivisione delle FRR tra aree sincrone, definiti in conformità dell'articolo 177, paragrafo 1; x) i limiti relativi al volume degli scambi di RR tra aree sincrone, definiti in conformità dell'articolo 178, paragrafo 1, e i limiti relativi ai livelli di condivisione delle RR tra aree sincrone, definiti in conformità dell'articolo 179, paragrafo 1;

e) le metodologie e le condizioni contemplate negli accordi operativi di blocco LFC di cui all'articolo 119 e concernenti: i) i limiti di rampa per la produzione di potenza attiva di cui all'articolo 137, paragrafi 3 e 4; ii) le azioni di coordinamento volte a ridurre l'FRCE, definite all'articolo 152, paragrafo 14; iii) le misure volte a ridurre l'FRCE attraverso l'imposizione di modifiche alla produzione o al consumo di potenza attiva dei gruppi di generazione e delle unità di consumo, conformemente all'articolo 152, paragrafo 16; iv) le norme di dimensionamento delle FRR di cui all'articolo 157, paragrafo 1;

f) le misure di attenuazione per l'area sincrona o il blocco LFC di cui all'articolo 138;

g) la proposta comune per area sincrona per la determinazione dei blocchi LFC di cui all'articolo 141, paragrafo 2.

4. Salvo altrimenti disposto dallo Stato membro, i termini e le condizioni o le metodologie elencati di seguito sono subordinati all'approvazione dell'entità designata dallo Stato membro conformemente al paragrafo 1:

a) per le aree sincrone GB e IE/NI, la proposta di ciascun TSO che specifica il livello di perdita di carico del sistema di trasmissione nello stato di blackout;

b) la portata dello scambio di dati con i DSO e gli utenti rilevanti della rete di cui all'articolo 40, paragrafo 5;

c) i requisiti aggiuntivi, di cui all'articolo 154, paragrafo 3, per i gruppi di erogazione delle FCR;

d) l'esclusione dei gruppi di erogazione delle FCR dall'erogazione di FCR in applicazione dell'articolo 154, paragrafo 4;

e) per le aree sincrone CE e dell'Europa settentrionale, la proposta concernente il periodo di attivazione minimo provvisorio che i fornitori di riserve FCR devono assicurare, secondo quanto proposto dal TSO, in conformità dell'articolo 156, paragrafo 9;

f) i requisiti tecnici per le FRR definiti dal TSO di cui all'articolo 158, paragrafo 3;

g) il rifiuto dell'erogazione di FRR proveniente dai gruppi di erogazione delle FRR, conformemente all'articolo 159, paragrafo 7;

h) i requisiti tecnici per la connessione delle unità e dei gruppi di erogazione delle RR, definiti dal TSO conformemente all'articolo 161, paragrafo 3; e

i) il rifiuto dell'erogazione di RR proveniente dai gruppi di erogazione delle RR, in conformità dell'articolo 162, paragrafo 6.

5. Se un pertinente gestore di sistema o TSO è obbligato o autorizzato, a norma del presente regolamento, a specificare o accettare requisiti non soggetti alle disposizioni del paragrafo 4, gli Stati membri possono richiedere l'approvazione preventiva di tali requisiti da parte della competente autorità di regolamentazione.

6. La proposta di termini e condizioni o metodologie include una proposta di calendario attuativo e una descrizione dell'impatto previsto rispetto agli obiettivi del presente regolamento. Le proposte di termini e condizioni o metodologie subordinate all'approvazione di diverse autorità di regolamentazione o di tutte le autorità di regolamentazione sono presentate all'Agenzia contestualmente alla presentazione alle autorità di regolamentazione. Su richiesta delle competenti autorità di regolamentazione, entro tre mesi l'Agenzia emette un parere sulle proposte di termini e condizioni o metodologie.

7. Se l'approvazione dei termini e delle condizioni o delle metodologie richiede la decisione di più autorità di regolamentazione, queste si consultano e collaborano strettamente al fine di pervenire a un accordo. Se l'Agenzia emette un parere, le competenti autorità di regolamentazione ne tengono conto. Le autorità di regolamentazione adottano le decisioni concernenti i termini e le condizioni o le metodologie presentati conformemente ai paragrafi 2 e 3 entro sei mesi dal ricevimento degli stessi da parte dell'autorità di regolamentazione o, se del caso, dell'ultima autorità di regolamentazione interessata.

8. Qualora le autorità di regolamentazione non siano in grado di pervenire a un accordo entro il termine di cui al paragrafo 7, o su loro richiesta congiunta, entro sei mesi l'Agenzia adotta una decisione relativa alle proposte di termini e condizioni o metodologie presentate, conformemente all'articolo 8, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 713/2009.

9. Se l'approvazione dei termini e delle condizioni o delle metodologie richiede la decisione di una singola entità designata, conformemente al paragrafo 4, tale entità prende una decisione entro sei mesi dal ricevimento dei termini e delle condizioni o delle metodologie.

10. Qualsiasi parte può sporgere reclamo contro un pertinente gestore di sistema o TSO in relazione agli obblighi di tale gestore o TSO previsti dal presente regolamento o alle decisioni da esso prese in applicazione del presente regolamento e può adire l'autorità di regolamentazione, la quale, in veste di autorità per la risoluzione delle controversie, adotta una decisione entro due mesi dal ricevimento del reclamo. Tale termine può essere prorogato di altri due mesi qualora l'autorità di regolamentazione richieda ulteriori informazioni. Tale termine prorogato può essere ulteriormente prorogato con il consenso del reclamante. La decisione dell'autorità di regolamentazione produce effetti vincolanti a meno che e fin quando non sia annullata in seguito ad impugnazione.

Articolo 7

Modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie dei TSO

1. Qualora una o più autorità di regolamentazione richiedano una modifica per approvare i termini e le condizioni o le metodologie presentati conformemente all'articolo 6, paragrafi 2 e 3, i pertinenti TSO presentano per approvazione una proposta di modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie entro due mesi dalla richiesta delle autorità di regolamentazione. Le competenti autorità di regolamentazione decidono in merito ai termini e alle condizioni o alle metodologie modificati entro due mesi dalla loro presentazione.

2. Qualora un'entità designata richieda una modifica per approvare i termini e le condizioni o le metodologie presentati conformemente all'articolo 6, paragrafo 4, i pertinenti TSO presentano per approvazione una proposta di modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie entro due mesi dalla richiesta dell'entità designata. L'entità designata decide in merito ai termini e alle condizioni o alle metodologie modificati entro due mesi dalla loro presentazione.

3. Qualora le competenti autorità di regolamentazione non siano in grado di pervenire entro due mesi a un accordo sui termini e sulle condizioni o sulle metodologie di cui all'articolo 6, paragrafi 2 e 3, o su loro richiesta congiunta, l'Agenzia adotta entro sei mesi una decisione relativa alle modifiche dei termini e delle condizioni o delle metodologie, conformemente all'articolo 8, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 713/2009. Se i pertinenti TSO non presentano una proposta di modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie, si applica la procedura prevista dall'articolo 5, paragrafo 7.

4. I TSO responsabili di elaborare una proposta di termini e condizioni o metodologie oppure le autorità di regolamentazione o le entità designate responsabili della loro adozione conformemente all'articolo 6, paragrafi 2, 3 e 4, possono chiedere una modifica di tali termini e condizioni o metodologie. Le proposte di modifica dei termini e delle condizioni o delle metodologie sono sottoposte a consultazione, se del caso, conformemente alla procedura stabilita all'articolo 11 e sono approvate conformemente alla procedura stabilita agli articoli 5 e 6.

Articolo 8

Pubblicazione su Internet

1. I TSO responsabili di specificare i termini e le condizioni o le metodologie a norma del presente regolamento li pubblicano su Internet, previa approvazione da parte delle competenti autorità di regolamentazione o, se tale approvazione non è richiesta, dopo averli specificati, eccetto nei casi in cui dette informazioni sono considerate riservate ai sensi dell'articolo 12.

2. La pubblicazione riguarda anche:

a) i miglioramenti agli strumenti di gestione della rete di cui all'articolo 55, paragrafo 1, lettera e);

b) i parametri-obiettivo dell'FRCE di cui all'articolo 128;

c) i limiti di rampa a livello di area sincrona di cui all'articolo 137, paragrafo 1;

d) i limiti di rampa a livello di blocco LFC di cui all'articolo 137, paragrafo 3;

e) le misure adottate nello stato di allerta a causa dell'insufficienza delle riserve di potenza attiva conformemente all'articolo 152, paragrafo 11; e

f) la richiesta, presentata dal TSO di connessione delle riserve a un fornitore di riserve FCR, di rendere disponibili le informazioni in tempo reale conformemente all'articolo 154, paragrafo 11.

Articolo 9

Recupero dei costi

1. I costi sostenuti dai gestori di sistema soggetti alla regolamentazione delle tariffe di rete e derivanti dagli obblighi stabiliti dal presente regolamento sono valutati dalle pertinenti autorità di regolamentazione. I costi considerati ragionevoli, efficienti e proporzionati sono recuperati mediante tariffe di rete o altri mezzi idonei.

2. Se richiesto dalle pertinenti autorità di regolamentazione, i gestori di sistema di cui al paragrafo 1, entro tre mesi dalla richiesta, forniscono le informazioni necessarie per facilitare la valutazione dei costi sostenuti.

Articolo 10

Partecipazione delle parti interessate

L'Agenzia, in stretta cooperazione con l'ENTSO-E, organizza la partecipazione delle parti interessate relativamente alla gestione sicura del sistema e ad altri aspetti dell'attuazione del presente regolamento. Tale partecipazione comporta riunioni regolari con le parti interessate al fine di individuare i problemi e proporre miglioramenti per quanto attiene alla gestione sicura del sistema.

Articolo 11

Consultazione pubblica

1. I TSO responsabili della presentazione delle proposte di termini e condizioni o metodologie o delle relative modifiche conformemente al presente regolamento consultano le parti interessate, comprese le pertinenti autorità di ciascuno Stato membro, in merito ai progetti di proposta di termini e condizioni o metodologie di cui all'articolo 6, paragrafi 2 e 3. La consultazione ha una durata di almeno un mese.

2. Le proposte di termini e condizioni o metodologie presentate dai TSO a livello di Unione sono pubblicate e sottoposte a consultazione pubblica a livello di Unione. Per le proposte presentate dai TSO a livello regionale, la consultazione si svolge almeno a livello regionale. Le parti che presentano le proposte a livello bilaterale o multilaterale svolgono una consultazione pubblica almeno negli Stati membri interessati.

3. I TSO responsabili dell'elaborazione di proposte di termini e condizioni o metodologie tengono in debita considerazione i punti di vista delle parti interessate emersi dalle consultazioni prima della presentazione delle proposte ai fini dell'approvazione regolamentare. In ogni caso, insieme alla proposta si presenta una motivazione valida che giustifichi l'inclusione o l'esclusione dei punti di vista emersi dalla consultazione e la si pubblica tempestivamente prima della pubblicazione della proposta di termini e condizioni o metodologie o contemporaneamente ad essa.

Articolo 12

Obblighi di riservatezza

1. Le informazioni riservate ricevute, scambiate o trasmesse a norma del presente regolamento sono soggette alle condizioni in materia di segreto professionale di cui ai paragrafi 2, 3 e 4.

2. L'obbligo del segreto professionale è applicabile a chiunque sia soggetto alle disposizioni del presente regolamento.

3. Le informazioni riservate ricevute dalle persone o dalle autorità di regolamentazione di cui al paragrafo 2 nell'espletamento delle loro mansioni non possono essere divulgate ad altre persone o autorità, fatti salvi i casi disciplinati dalla normativa nazionale, dalle altre disposizioni del presente regolamento o da altre norme dell'Unione pertinenti.

4. Fatti salvi i casi disciplinati dalla normativa nazionale o dell'Unione, le autorità di regolamentazione, gli organismi o le persone che ricevono informazioni riservate a norma del presente regolamento possono utilizzarle unicamente ai fini dell'espletamento delle funzioni che esercitano in virtù del presente regolamento.

Articolo 13

Accordi con i TSO non vincolati dal presente regolamento

Se un'area sincrona ingloba TSO sia dell'Unione che di paesi terzi, entro 18 mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento tutti i TSO dell'Unione nell'area sincrona in questione si adoperano per concludere con i TSO di paesi terzi non vincolati dal presente regolamento un accordo che definisca le basi della loro cooperazione in merito alla gestione sicura del sistema e stabilisca disposizioni per assicurare il rispetto, da parte dei TSO dei paesi terzi, degli obblighi previsti dal presente regolamento.

Articolo 14

Monitoraggio

1. L'ENTSO-E monitora l'attuazione del presente regolamento in conformità dell'articolo 8, paragrafo 8, del regolamento (CE) n. 714/2009. Sono monitorati almeno i seguenti elementi:

a) gli indicatori della sicurezza operativa di cui all'articolo 15;

b) il controllo frequenza/potenza di cui all'articolo 16;

c) la valutazione del coordinamento regionale di cui all'articolo 17;

d) l'individuazione di eventuali divergenze nell'attuazione a livello nazionale del presente regolamento per quanto riguarda i termini e le condizioni o le metodologie elencati all'articolo 6, paragrafo 3;

e) l'individuazione di eventuali ulteriori miglioramenti a strumenti e servizi di cui all'articolo 55, lettere a) e b), in aggiunta a quelli individuati dai TSO di cui all'articolo 55, lettera e);

f) l'individuazione, nella relazione annuale sulla scala di classificazione degli incidenti di cui all'articolo 15, di eventuali miglioramenti necessari a sostegno di una sicurezza operativa sostenibile e a lungo termine; e

g) l'individuazione di eventuali difficoltà concernenti la cooperazione con i TSO dei paesi terzi ai fini della gestione sicura del sistema.

2. Entro dodici mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento, l'Agenzia, in cooperazione con l'ENTSO-E, redige un elenco delle informazioni pertinenti che l'ENTSO-E è tenuta a comunicare all'Agenzia in conformità dell'articolo 8, paragrafo 9, e dell'articolo 9, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 714/2009. L'elenco delle informazioni pertinenti può essere soggetto ad aggiornamenti. L'ENTSO-E mantiene una banca dati completa delle informazioni richieste dall'Agenzia in formato digitale standardizzato.

3. I pertinenti TSO trasmettono all'ENTSO-E le informazioni necessarie per lo svolgimento dei compiti precisati ai paragrafi 1 e 2.

4. Su richiesta dell'autorità di regolamentazione, i DSO trasmettono ai TSO le informazioni di cui al paragrafo 2, a meno che dette informazioni non siano già a disposizione delle autorità di regolamentazione, dei TSO, dell'Agenzia o dell'ENTSO-E in riferimento alle rispettive mansioni di monitoraggio dell'attuazione, onde evitare la duplicazione di informazioni.

Articolo 15

Relazione annuale sugli indicatori della sicurezza operativa

1. Entro il 30 settembre, l'ENTSO-E pubblica una relazione annuale sulla base della scala di classificazione degli incidenti adottata conformemente all'articolo 8, paragrafo 3, lettera a), del regolamento (CE) n. 714/2009. L'Agenzia può esprimere il suo parere sul formato e sui contenuti della relazione annuale, ivi inclusi l'ambito geografico degli incidenti segnalati, le interdipendenze elettriche tra le aree di controllo dei TSO e le eventuali informazioni storiche pertinenti.

2. Entro il 1o marzo, i TSO di ciascuno Stato membro trasmettono all'ENTSO-E i dati e le informazioni necessari per la stesura delle relazioni annuali sulla base della scala di classificazione degli incidenti di cui al paragrafo 1. I dati trasmessi dai TSO riguardano l'anno precedente.

3. Le relazioni annuali di cui al paragrafo 1 contengono almeno i seguenti indicatori della sicurezza operativa rilevanti per la sicurezza operativa:

a) il numero di scatti degli elementi del sistema di trasmissione, ogni anno per ciascun TSO;

b) il numero di scatti degli impianti di generazione, ogni anno per ciascun TSO;

c) l'energia non fornita ogni anno a causa della disconnessione non programmata degli impianti di consumo per ogni TSO;

d) il numero di volte in cui ciascun TSO si è trovato in stato di allerta o di emergenza e la durata dello stato;

e) la durata e il numero di eventi durante i quali è stata constatata una carenza di riserve per ciascun TSO;

f) la durata e il numero delle deviazioni della tensione superiori agli intervalli che figurano nelle tabelle 1 e 2 dell'allegato II per ciascun TSO;

g) il numero di minuti al di fuori dell'intervallo di frequenza standard e il numero di minuti al di fuori del 50 % della deviazione massima della frequenza in regime stazionario, per zona sincrona;

h) il numero di separazioni di rete o di stati di blackout locali; e

i) il numero di blackout che interessano due o più TSO.

4. La relazione annuale di cui al paragrafo 1 contiene i seguenti indicatori della sicurezza operativa rilevanti per la pianificazione operativa:

a) il numero di eventi in cui un incidente previsto nella lista delle contingenze ha causato una degradazione dello stato operativo del sistema;

b) il numero di eventi di cui alla lettera a) in cui si è verificata una degradazione delle condizioni operative del sistema a seguito di discrepanze non previste in relazione alle previsioni di carico o generazione;

c) il numero di eventi in cui si è verificata una degradazione delle condizioni operative del sistema a seguito di una contingenza eccezionale;

d) il numero di eventi di cui alla lettera c) in cui si è verificata una degradazione delle condizioni operative del sistema a seguito di discrepanze non previste in relazione alle previsioni di carico o generazione; e

e) il numero di eventi che hanno causato una degradazione delle condizioni operative del sistema a causa della carenza di riserve di potenza attiva.

5. Le relazioni annuali contengono spiegazioni delle cause degli incidenti che ricadono nelle categorie di sicurezza operativa 2 e 3 sulla base della scala di classificazione degli incidenti adottata dall'ENTSO-E. Le spiegazioni fornite si basano su un accertamento degli incidenti effettuato dai TSO il cui processo deve essere stabilito nella scala di classificazione degli incidenti. I TSO informano in tempo utile le rispettive autorità di regolamentazione della conduzione di un accertamento prima che questo venga avviato. Su richiesta, le autorità di regolamentazione e l'Agenzia possono essere coinvolte nell'accertamento.

Articolo 16

Relazione annuale sul controllo frequenza/potenza

1. Entro il 30 settembre, l'ENTSO-E pubblica una relazione annuale sul controllo frequenza/potenza sulla base delle informazioni fornite dai TSO conformemente al paragrafo 2. La relazione annuale sul controllo frequenza/potenza riporta le informazioni elencate al paragrafo 2 per ogni Stato membro.

2. A partire dal 14 settembre 2018, i TSO di ciascuno Stato membro comunicano all'ENTSO-E, entro il 1o marzo di ogni anno, le seguenti informazioni relative all'anno precedente:

a) l'identificazione dei blocchi LFC, delle aree LFC e delle aree di monitoraggio nello Stato membro;

b) l'identificazione dei blocchi LFC che si trovano al di fuori del territorio dello Stato membro e che includono aree LFC e aree di monitoraggio situate all'interno dello Stato membro;

c) l'identificazione delle aree sincrone alle quali lo Stato membro appartiene;

d) i dati relativi ai criteri di valutazione della qualità della frequenza per ciascuna area sincrona e ciascun blocco LFC di cui alle lettere a), b) e c) per ogni mese di almeno i due anni civili precedenti;

e) l'obbligo di FCR e l'obbligo di FCR iniziale di ciascun TSO operante nello Stato membro per ogni mese di almeno i due anni civili precedenti; e

f) la descrizione e la data di attuazione di eventuali misure di attenuazione e requisiti di rampa volti ad attenuare le deviazioni di frequenza deterministiche adottati l'anno civile precedente in applicazione degli articoli 137 e 138 e che vedono il coinvolgimento dei TSO dello Stato membro.

3. I dati trasmessi dai TSO riguardano l'anno precedente. Le informazioni relative alle aree sincrone, ai blocchi LFC, alle aree LFC e alle aree di monitoraggio di cui alle lettere a), b) e c) sono comunicate una sola volta. Qualora dovessero sopraggiungere cambiamenti in queste aree, dette informazioni sono comunicate nuovamente entro il 1o marzo dell'anno successivo.

4. Se del caso, tutti i TSO di un'area sincrona o di un blocco LFC cooperano ai fini della raccolta dei dati elencati al paragrafo 2.

Articolo 17

Relazione annuale sulla valutazione del coordinamento regionale

1. Entro il 30 settembre l'ENTSO-E pubblica una relazione annuale sulla valutazione del coordinamento regionale sulla base delle relazioni annuali sulla valutazione del coordinamento regionale fornite dai coordinatori regionali della sicurezza conformemente al paragrafo 2, valuta eventuali problemi di interoperabilità e propone modifiche volte a migliorare l'efficacia e l'efficienza del coordinamento operativo del sistema.

2. Entro il 1o marzo ciascun coordinatore regionale della sicurezza redige e trasmette all'ENTSO-E una relazione annuale contenente le seguenti informazioni sui compiti da esso svolti:

a) il numero di eventi, la durata media e le ragioni del mancato svolgimento delle funzioni;

b) le statistiche relative alle violazioni, ivi inclusi la durata, il luogo e il numero di volte in cui si sono verificate, nonché le contromisure associate attivate e il loro eventuale costo;

c) il numero di volte in cui i TSO si sono rifiutati di mettere in atto le contromisure raccomandate dal coordinatore regionale della sicurezza e le ragioni di tale rifiuto;

d) il numero di incompatibilità relative alle indisponibilità individuate conformemente all'articolo 80; e

e) una descrizione dei casi in cui è stata riscontrata una carenza in termini di adeguatezza regionale e una descrizione delle azioni di attenuazione intraprese.

3. I dati trasmessi all'ENTSO-E dai coordinatori regionali della sicurezza riguardano l'anno precedente.

PARTE II

SICUREZZA OPERATIVA

TITOLO 1

REQUISITI RELATIVI ALLA SICUREZZA OPERATIVA

CAPO 1

Stati del sistema, contromisure e limiti di sicurezza operativa

Articolo 18

Classificazione degli stati del sistema

1. Il sistema di trasmissione si trova nello stato normale se sono soddisfatte tutte le condizioni elencate di seguito:

a) la tensione e i flussi di potenza sono entro i limiti di sicurezza operativa definiti conformemente all'articolo 25;

b) la frequenza soddisfa i seguenti criteri: i) la deviazione della frequenza del sistema in regime stazionario è compresa nell'intervallo di frequenza standard; o ii) il valore assoluto della deviazione della frequenza del sistema in regime stazionario non è superiore alla deviazione massima della frequenza in regime stazionario e i limiti di frequenza del sistema stabiliti per lo stato di allerta non sono raggiunti;

c) le riserve di potenza attiva e reattiva sono sufficienti per resistere alle contingenze previste nella lista delle contingenze definita conformemente all'articolo 33 senza violare i limiti di sicurezza operativa;

d) la gestione dell'area di controllo del TSO si trova e resterà entro i limiti di sicurezza operativa anche dopo l'attivazione di contromisure a seguito del verificarsi di una contingenza prevista nella lista delle contingenze definita conformemente all'articolo 33;

2. Il sistema di trasmissione si trova nello stato di allerta se:

a) la tensione e i flussi di potenza sono entro i limiti di sicurezza operativa definiti conformemente all'articolo 25; e

b) la capacità di riserva del TSO è ridotta di oltre il 20 % per più di 30 minuti e non è possibile compensare tale riduzione nella gestione del sistema in tempo reale; o

c) la frequenza soddisfa i seguenti criteri: i) il valore assoluto della deviazione della frequenza del sistema in regime stazionario non è superiore alla deviazione massima della frequenza in regime stazionario; e ii) il valore assoluto della deviazione della frequenza del sistema in regime stazionario è stato costantemente superiore al 50 % della deviazione massima della frequenza in regime stazionario per un periodo di tempo superiore al tempo di attivazione dello stato di allerta oppure è stato costantemente superiore all'intervallo di frequenza standard per un periodo di tempo superiore al tempo di ripristino della frequenza; o

d) almeno una delle contingenze previste nella lista delle contingenze definita conformemente all'articolo 33 comporta una violazione dei limiti di sicurezza operativa del TSO, anche in seguito all'attivazione delle contromisure.

3. Il sistema di trasmissione si trova nello stato di emergenza se è soddisfatta almeno una delle condizioni elencate di seguito:

a) si è verificata almeno una violazione dei limiti di sicurezza operativa del TSO definiti conformemente all'articolo 25;

b) la frequenza non soddisfa i criteri relativi allo stato normale e allo stato di allerta di cui ai paragrafi 1 e 2;

c) è stata attivata almeno una delle misure contemplate dal piano di difesa del sistema del TSO;

d) si è verificato un guasto nel funzionamento degli strumenti, dei mezzi e delle attrezzature di cui all'articolo 24, paragrafo 1, che ne ha causato l'indisponibilità per oltre 30 minuti.

4. Il sistema di trasmissione si trova nello stato di blackout se è soddisfatta almeno una delle condizioni elencate di seguito:

a) perdita di oltre il 50 % del carico nell'area di controllo del TSO;

b) assenza totale di tensione per almeno tre minuti nell'area di controllo del TSO, con conseguente attivazione dei piani di ripristino.

I TSO di un'area sincrona GB e IE/NI possono elaborare una proposta che specifica il livello di perdita di carico in cui si trova il sistema di trasmissione nello stato di blackout; i TSO delle aree sincrone GB e IE/NI comunicano tale situazione all'ENTSO-E.

5. Il sistema di trasmissione si trova nello stato di ripristino quando un TSO in stato di emergenza o di blackout ha iniziato ad attivare le misure contemplate dal piano di ripristino.

Articolo 19

Monitoraggio e determinazione degli stati del sistema da parte dei TSO

1. Il TSO, durante la gestione in tempo reale, determina lo stato del proprio sistema di trasmissione.

2. Il TSO monitora in tempo reale i seguenti parametri del sistema di trasmissione nella propria area di controllo, sulla base di misurazioni telemetriche in tempo reale o di valori calcolati dalla propria area osservabile, tenendo conto dei dati strutturali e in tempo reale di cui all'articolo 42:

a) flussi di potenza attiva e reattiva;

b) valori di tensione sulla sbarra;

c) frequenza ed errore di controllo del ripristino della frequenza della propria area LFC;

d) riserve di potenza attiva e reattiva; e

e) generazione e carico.

3. Al fine di specificare lo stato del sistema, il TSO esegue l'analisi delle contingenze almeno ogni 15 minuti, monitorando i parametri del sistema di trasmissione di cui al paragrafo 2 rispetto ai limiti di sicurezza operativa definiti conformemente all'articolo 25 e ai criteri relativi agli stati del sistema di cui all'articolo 18. Il TSO monitora anche il livello delle riserve disponibili rispetto alla capacità di riserva. Nell'eseguire l'analisi delle contingenze il TSO tiene conto dell'effetto delle contromisure e delle misure del piano di difesa del sistema.

4. Se il sistema di trasmissione non si trova nello stato normale e se lo stato del sistema è considerato uno stato su vasta area, il TSO:

a) informa tutti i TSO dello stato del suo sistema di trasmissione attraverso uno strumento informatico per lo scambio dei dati in tempo reale a livello paneuropeo; e

b) fornisce ai TSO nella cui area osservabile rientrano elementi del proprio sistema di trasmissione ulteriori informazioni su tali elementi.

Articolo 20

Contromisure nella gestione del sistema

1. Il TSO si adopera per fare in modo che il proprio sistema di trasmissione resti nello stato normale e ha la responsabilità di gestire le violazioni della sicurezza operativa. Per conseguire questo obiettivo, ciascun TSO progetta, prepara e attiva contromisure tenendo conto della loro disponibilità, del tempo e delle risorse necessarie per attivarle e di eventuali condizioni esterne al sistema di trasmissione che interessano ciascuna contromisura.

2. Le contromisure alle quali i TSO ricorrono nella gestione del sistema conformemente al paragrafo 1 e agli articoli da 21 a 23 del presente regolamento sono coerenti con le contromisure prese in considerazione nel calcolo della capacità conformemente all'articolo 25 del regolamento (UE) 2015/1222.

Articolo 21

Principi e criteri applicabili alle contromisure

1. Nell'attivare e coordinare le contromisure conformemente all'articolo 23 il TSO applica i seguenti principi:

a) per le violazioni della sicurezza operativa che non è necessario gestire in modo coordinato, il TSO progetta, prepara e attiva le contromisure figuranti nelle categorie definite all'articolo 22 per riportare il sistema allo stato normale e impedire che lo stato di allerta o di emergenza si propaghi al di fuori della sua area di controllo;

b) per le violazioni della sicurezza operativa che è necessario gestire in modo coordinato, il TSO progetta, prepara e attiva le contromisure coordinandosi con gli altri TSO coinvolti, seguendo la metodologia per la preparazione delle contromisure in modo coordinato descritta all'articolo 76, paragrafo 1, lettera b), e tenendo conto della raccomandazione di un coordinatore regionale della sicurezza conformemente all'articolo 78, paragrafo 4.

2. Nel selezionare le contromisure opportune, il TSO applica i seguenti criteri:

a) attiva le contromisure più efficaci ed economicamente efficienti;

b) attiva le contromisure entro un intervallo di tempo che si avvicini il più possibile al tempo reale, tenendo conto del tempo di attivazione previsto e dell'urgenza con cui risolvere la situazione relativa alla gestione del sistema;

c) considera il rischio di guasti nell'applicazione delle contromisure disponibili e il relativo impatto sulla sicurezza operativa: i) rischi di guasto o corto circuito derivanti dalle modifiche della topologia; ii) rischi di indisponibilità derivanti da modifiche della potenza attiva o reattiva nei gruppi di generazione o negli impianti di consumo; e iii) rischi di malfunzionamento derivanti dal comportamento delle apparecchiature;

d) privilegia le contromisure che rendono disponibile la massima capacità interzonale per l'allocazione della capacità nel rispetto di tutti i limiti di sicurezza operativa.

Articolo 22

Categorie di contromisure

1. Il TSO utilizza le seguenti categorie di contromisure:

a) modifica della durata di un'indisponibilità pianificata o rimessa in funzione di elementi del sistema di trasmissione per conseguire la disponibilità operativa di tali elementi;

b) incidenza attiva sui flussi di potenza mediante: i) commutazioni sotto carico dei trasformatori di potenza; ii) commutazioni sotto carico dei trasformatori sfasatori (PST); iii) modifica delle topologie;

c) controllo della tensione e gestione della potenza reattiva mediante: i) commutazioni sotto carico dei trasformatori di potenza; ii) inserzione/disinserzione di condensatori e reattori; iii) inserzione/disinserzione dei dispositivi di gestione della tensione e della potenza reattiva basati sull'elettronica di potenza; iv) istruzioni ai DSO connessi al sistema di trasmissione e agli utenti rilevanti della rete affinché blocchino il controllo automatico della tensione e della potenza reattiva dei trasformatori o affinché attivino nei propri impianti le contromisure di cui ai punti da i) a iii) se il degrado della tensione compromette la sicurezza operativa o rischia di provocare un collasso di tensione in un sistema di trasmissione; v) richiesta di variazione della produzione di potenza reattiva o del setpoint di tensione dei gruppi di generazione sincroni connessi al sistema di trasmissione; vi) richiesta di variazione della produzione di potenza reattiva dei convertitori dei gruppi di generazione non sincroni connessi al sistema di trasmissione;

d) ricalcolo delle capacità interzonali del giorno prima e infragiornaliere in conformità del regolamento (UE) 2015/1222;

e) ridispacciamento, tra due o più TSO, degli utenti del sistema connessi al sistema di trasmissione o di distribuzione nell'area di controllo del TSO;

f) scambi in controflusso tra due o più zone di offerta;

g) regolazione dei flussi di potenza attiva attraverso i sistemi HVDC;

h) attivazione di procedure di gestione della deviazione della frequenza;

i) riduzione, a norma dell'articolo 16, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 714/2009, della capacità interzonale già allocata in situazioni di emergenza in cui l'uso di tale capacità rischia di compromettere la sicurezza operativa, tutti i TSO su un dato interconnettore acconsentono a tale adeguamento e il ridispacciamento o gli scambi in controflusso non sono possibili; e

j) se del caso, distacco manuale del carico nello stato normale o di allerta.

2. Se necessario e giustificato ai fini del mantenimento della sicurezza operativa, il TSO può preparare e attivare ulteriori contromisure. Il TSO comunica e giustifica tali situazioni alla pertinente autorità di regolamentazione e, ove applicabile, allo Stato membro, almeno una volta l'anno, in seguito all'attivazione delle contromisure supplementari. Le pertinenti relazioni e giustificazioni sono inoltre pubblicate. La Commissione europea o l'Agenzia può richiedere alla competente autorità di regolamentazione di fornire ulteriori informazioni sull'attivazione di contromisure supplementari nei casi in cui queste influiscono su un sistema di trasmissione limitrofo.

Articolo 23

Preparazione, attivazione e coordinamento delle contromisure

1. Il TSO prepara e attiva contromisure conformemente ai criteri di cui all'articolo 21, paragrafo 2, per impedire il deterioramento dello stato del sistema sulla base dei seguenti elementi:

a) il monitoraggio e la determinazione degli stati del sistema conformemente all'articolo 19;

b) l'analisi delle contingenze nella gestione in tempo reale conformemente all'articolo 34; e

c) l'analisi delle contingenze nella pianificazione operativa conformemente all'articolo 72.

2. Nel preparare e attivare una contromisura, ivi inclusi il ridispacciamento o gli scambi in controflusso conformemente agli articoli 25 e 35 del regolamento (UE) 2015/1222 o una procedura contemplata dal piano di difesa del sistema di un TSO che influisce su altri TSO, il pertinente TSO valuta, in coordinamento con i TSO coinvolti, l'impatto di tale contromisura o misura all'interno e all'esterno della sua area di controllo, conformemente all'articolo 75, paragrafo 1, all'articolo 76, paragrafo 1, lettera b), e all'articolo 78, paragrafi 1, 2 e 4, e fornisce ai TSO interessati le informazioni sull'impatto di detta contromisura o misura.

3. Nel preparare e attivare contromisure aventi un impatto sugli SGU e i DSO connessi al sistema di trasmissione, il TSO, se il sistema di trasmissione si trova nello stato normale o di allerta, valuta l'impatto di tali contromisure in coordinamento con gli SGU e i DSO interessati e presceglie quelle che contribuiscono al mantenimento dello stato normale e all'esercizio in sicurezza di tutte le parti coinvolte. Ogni SGU e ogni DSO interessato forniscono al TSO tutte le informazioni necessarie ai fini di detto coordinamento.

4. Nel preparare e attivare le contromisure, il TSO, se il suo sistema di trasmissione non si trova nello stato normale o di allarme, coordina nella misura del possibile tali contromisure con gli SGU e i DSO interessati connessi al sistema di trasmissione al fine di mantenere la sicurezza operativa e l'integrità del sistema di trasmissione.

Quando un TSO attiva una contromisura ogni utente rilevante della rete e ogni DSO interessati connessi al sistema di trasmissione eseguono le istruzioni fornite dal TSO.

5. Quando le violazioni hanno conseguenze solo sullo stato locale all'interno dell'area di controllo del TSO e non è necessario gestire in modo coordinato le violazioni della sicurezza operativa, il TSO responsabile di tale gestione ha la facoltà di decidere di non attivare contromisure alle quali siano associati dei costi per far fronte a dette violazioni.

Articolo 24

Disponibilità di mezzi, strumenti e attrezzature del TSO

1. Il TSO assicura la disponibilità, l'affidabilità e la ridondanza dei seguenti elementi:

a) mezzi per il monitoraggio dello stato del sistema di trasmissione, comprese le applicazioni per la stima dello stato e le attrezzature per il controllo frequenza/potenza;

b) mezzi per il controllo dell'apertura/chiusura degli interruttori, degli interruttori di parallelo, dei commutatori del trasformatore e di altre apparecchiature che servono a controllare gli elementi del sistema di trasmissione;

c) mezzi per comunicare con le sale di controllo degli altri TSO e RSC;

d) strumenti per l'analisi della sicurezza operativa; e

e) strumenti e mezzi di comunicazione necessari per facilitare le operazioni di mercato transfrontaliere.

2. Se gli strumenti, i mezzi e le attrezzature del TSO di cui al paragrafo 1 influiscono sui DSO o sugli SGU connessi al sistema di trasmissione coinvolti nella fornitura di servizi di bilanciamento o di servizi ausiliari, nella difesa o nel ripristino del sistema o nella comunicazione delle telemetrie di cui agli articoli 44, 47, 50, 51 e 52, il pertinente TSO e i DSO e gli SGU di cui sopra cooperano e si coordinano per specificare e assicurare la disponibilità, l'affidabilità e la ridondanza di tali strumenti, mezzi e attrezzature.

3. Entro 18 mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento, il TSO adotta un piano di continuità operativa in cui descrive in dettaglio le sue risposte a una perdita di strumenti, mezzi e attrezzature critici ed elenca disposizioni per assicurarne la manutenzione, la sostituzione e lo sviluppo. Il TSO riesamina il proprio piano di continuità operativa almeno una volta l'anno e lo aggiorna se necessario e dopo qualsiasi cambiamento significativo che riguardi gli strumenti, i mezzi e le attrezzature critici o le condizioni operative del sistema rilevanti. Il TSO comunica ai DSO e agli SGU interessati le parti del piano di continuità operativa che li riguardano.

Articolo 25

Limiti di sicurezza operativa

1. Il TSO specifica i limiti di sicurezza operativa per ogni elemento del proprio sistema di trasmissione, tenendo conto almeno delle seguenti caratteristiche fisiche:

a) i limiti di tensione di cui all'articolo 27;

b) i limiti di corrente di corto circuito di cui all'articolo 30; e

c) i limiti di corrente in termini di portata al limite termico, compresi i sovraccarichi transitori ammissibili.

2. Nel definire i limiti di sicurezza operativa, il TSO tiene conto delle capacità degli SGU al fine di evitare la loro disconnessione a causa degli intervalli dei valori di tensione e dei limiti di frequenza nello stato normale e nello stato di allerta.

3. In caso di cambiamenti concernenti uno degli elementi del sistema di trasmissione, il TSO convalida e, se necessario, aggiorna i limiti di sicurezza operativa.

4. Per ogni interconnettore il TSO concorda con il TSO limitrofo limiti di sicurezza operativa comuni conformemente al paragrafo 1.

Articolo 26

Piano di sicurezza per la protezione delle infrastrutture critiche

1. Il TSO specifica, tenendo conto dell'articolo 5 della direttiva 2008/114/CE (10) del Consiglio, un piano di sicurezza riservato contenente una valutazione del rischio per gli asset di proprietà del TSO o da esso gestiti, riguardante i principali scenari di minaccia fisica o cibernetica determinati dallo Stato membro.

2. Il piano di sicurezza considera il potenziale impatto sui sistemi di trasmissione interconnessi europei e contempla misure organizzative e fisiche volte ad attenuare i rischi individuati.

3. Il TSO riesamina periodicamente il piano di sicurezza per rispondere a cambiamenti degli scenari di minaccia e tenere conto dell'evoluzione del sistema di trasmissione.

CAPO 2

Controllo della tensione e gestione della potenza reattiva

Articolo 27

Obblighi dei TSO in materia di limiti di tensione

1. Conformemente all'articolo 18, il TSO si adopera per fare in modo che, durante lo stato normale, la tensione resti in regime stazionario nei punti di connessione del sistema di trasmissione, entro gli intervalli specificati nelle tabelle 1 e 2 dell'allegato II.

2. Se, in conformità dell'articolo 16, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2016/631, il pertinente TSO in Spagna richiede che i gruppi di generazione connessi a una tensione nominale compresa tra 300 e 400 kV restino connessi nell'intervallo di tensione tra 1,05 p.u e 1,0875 p.u. per un periodo illimitato, esso considera tale intervallo di tensione aggiuntivo nell'adempiere all'obbligo imposto dal paragrafo 1.

3. Il TSO definisce la tensione di base per la notazione del valore p.u. (per unità).

4. Il TSO si adopera per fare in modo che, durante lo stato normale e dopo il verificarsi di una contingenza, la tensione resti entro intervalli di valori più ampi per periodi di funzionamento limitati, se vi è accordo su tali intervalli di tensione più ampi con i DSO connessi al sistema di trasmissione, i titolari degli impianti di generazione conformemente all'articolo 16, paragrafo 2, del regolamento (UE) 2016/631 o i titolari dei sistemi HVDC conformemente all'articolo 18 del regolamento (UE) 2016/1447.

5. Il TSO stabilisce, di comune accordo con i DSO connessi al sistema di trasmissione e gli utenti rilevanti della rete connessi al sistema di trasmissione, intervalli di tensione nei punti di connessione al di sotto di 110 kV se tali intervalli sono rilevanti per il mantenimento dei limiti di sicurezza operativa. Il TSO si adopera per fare in modo che, durante lo stato normale e dopo il verificarsi di una contingenza, la tensione resti entro l'intervallo di valori concordato.

Articolo 28

Obblighi degli SGU in materia di controllo della tensione e gestione della potenza reattiva nell'ambito della gestione del sistema

1. Entro 3 mesi dall'entrata in vigore del presente regolamento, gli SGU che sono gruppi di generazione connessi al sistema di trasmissione ai quali non si applicano le disposizioni dell'articolo 16 del regolamento (UE) 2016/631, o che sono sistemi HVDC ai quali non si applicano le disposizioni dell'articolo 18 del regolamento (UE) 2016/1447, comunicano al rispett