PL Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 220/1

ROZPORZĄDZENIE KOMISJI (UE) 2017/1485

z dnia 2 sierpnia 2017 r.

ustanawiające wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

KOMISJA EUROPEJSKA,

uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,

uwzględniając rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 (1), w szczególności jego art. 18 ust. 3 lit. d) i art. 18 ust. 5,

a także mając na uwadze, co następuje:

(1) W pełni operacyjny i wzajemnie połączony wewnętrzny rynek energii ma zasadnicze znaczenie dla utrzymania bezpieczeństwa dostaw energii, zwiększenia konkurencyjności oraz zapewnienia wszystkim konsumentom możliwości nabywania energii po przystępnych cenach.

(2) Rozporządzeniem (WE) nr 714/2009 ustanowiono niedyskryminacyjne przepisy dotyczące dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej w celu zapewnienia właściwego funkcjonowania rynku wewnętrznego energii elektrycznej.

(3) Należy ustanowić zharmonizowane przepisy dotyczące pracy systemów dla operatorów systemów przesyłowych („OSP”), operatorów systemów dystrybucyjnych („OSD”) i znaczących użytkowników sieci („SGU”) w celu zapewnienia klarownych ram prawnych dla pracy systemów, ułatwienia obrotu energią elektryczną w całej Unii, zapewnienia bezpieczeństwa systemu, zapewnienia dostępności i wymiany niezbędnych danych i informacji pomiędzy OSP oraz pomiędzy OSP a wszystkimi pozostałymi zainteresowanymi stronami, ułatwienia integracji odnawialnych źródeł energii, umożliwienia bardziej efektywnego wykorzystania sieci i zwiększenia konkurencji z korzyścią dla konsumentów.

(4) Aby zapewnić bezpieczeństwo pracy wzajemnie połączonego systemu przesyłowego, konieczne jest ustalenie wspólnego zestawu minimalnych wymogów dotyczących pracy systemów w całej Unii na potrzeby współpracy transgranicznej pomiędzy OSP i wykorzystywania odpowiednich elementów charakterystyki połączonych OSD i SGU.

(5) Wszyscy OSP powinni spełniać wspólne minimalne wymogi dotyczące procedur niezbędnych do przygotowania pracy w czasie rzeczywistym, opracowania indywidualnych modeli sieci i zrealizowania wspólnych modeli sieci, ułatwienia efektywnego i skoordynowanego wykorzystania działań zaradczych niezbędnych do pracy w czasie rzeczywistym w celu utrzymania bezpieczeństwa pracy, jakości i stabilności wzajemnie połączonego systemu przesyłowego, a także do wspierania sprawnego funkcjonowania wewnętrznego rynku energii elektrycznej w Europie oraz ułatwienia integracji odnawialnych źródeł energii („OZE”).

(6) Chociaż obecnie ma miejsce szereg dobrowolnych inicjatyw w zakresie współpracy regionalnej w dziedzinie pracy systemów, wspieranych przez OSP, to konieczna jest formalna koordynacja pomiędzy OSP na potrzeby pracy unijnego systemu przesyłowego, tak aby uwzględnić przekształcenia unijnego rynku energii elektrycznej. Przepisy dotyczące pracy systemu przewidziane w niniejszym rozporządzeniu wymagają wprowadzenia ram instytucjonalnych na potrzeby wzmocnionej koordynacji pomiędzy OSP, z uwzględnieniem obowiązkowego uczestnictwa OSP w działaniach regionalnych koordynatorów bezpieczeństwa („RSC”). Wspólne wymogi dotyczące ustanowienia RSC i ich zadań, określone w niniejszym rozporządzeniu, stanowią pierwszy krok na drodze do dalszej regionalnej koordynacji i integracji pracy systemów i powinny ułatwić realizację celów rozporządzenia (WE) nr 714/2009 oraz zapewnić podniesienie standardów bezpieczeństwa dostaw w Unii.

(7) W niniejszym rozporządzeniu należy ustanowić ramy upoważnionej współpracy OSP za pośrednictwem wyznaczonych RSC. RSC powinni wydawać zalecenia dla OSP regionu wyznaczania zdolności przesyłowych, dla którego zostali wyznaczeni. Poszczególni OSP powinni zdecydować, czy zastosują się do zaleceń RSC. OSP powinien zachować odpowiedzialność za utrzymanie bezpieczeństwa pracy swojego obszaru regulacyjnego.

(8) Przepisy dotyczące szkoleń i certyfikatów z zakresu eksploatacji są konieczne w celu zagwarantowania, że pracownicy operatora systemu i inni członkowie personelu ruchowego posiadają umiejętności i są odpowiednio przeszkoleni oraz że pracownicy operatora systemu uczestniczący w pracy w czasie rzeczywistym mają uprawnienia do bezpiecznego prowadzenia pracy systemu przesyłowego we wszystkich sytuacjach ruchowych. Przepisy dotyczące szkoleń i certyfikatów wzmacniają i formalizują obecne najlepsze praktyki wśród OSP i zapewniają stosowanie minimalnych standardów przez wszystkich OSP w Unii.

(9) Wymogi w zakresie testów ruchowych i monitorowania ruchu mają na celu zapewnienie właściwego funkcjonowania elementów systemu przesyłowego, systemu dystrybucyjnego oraz urządzeń użytkowników sieci. Planowanie i koordynacja testów ruchowych są niezbędne w celu minimalizacji zakłóceń stabilności, pracy i efektywności ekonomicznej wzajemnie połączonego systemu.

(10) Biorąc pod uwagę fakt, że planowane wyłączenia mają wpływ na stabilność sieci również poza obszarem regulacyjnym OSP, każdy OSP powinien w ramach planowania operacyjnego monitorować wykonalność planowanych wyłączeń dla każdego przedziału czasowego, a w stosownych przypadkach koordynować wyłączenia z i pomiędzy OSP, OSD i SGU, gdy mają one wpływ na transgraniczne przepływy, a tym samym na bezpieczeństwo pracy systemów przesyłowych.

(11) Procesy operacyjne i grafikowania, konieczne dla przewidywania zagrożeń bezpieczeństwa pracy w czasie rzeczywistym i opracowywania odpowiednich działań zaradczych, obejmują terminową i adekwatną wymianę danych. W związku z tym jakiekolwiek bariery pomiędzy poszczególnymi uczestnikami procesu nie powinny utrudniać takiej wymiany.

(12) Jednym z najważniejszych procesów w zakresie zapewniania bezpieczeństwa pracy na wysokim poziomie niezawodności i jakości jest regulacja mocy i częstotliwości („LFC”). Skuteczna LFC jest możliwa wyłącznie w przypadku, gdy OSP i OSD przyłączający rezerwy są zobowiązani do współpracy w zakresie prowadzenia pracy wzajemnie połączonych systemów jako jednej całości, a moduły wytwarzania energii dostawców i instalacje odbiorcze dostawców są zobowiązane do spełnienia odpowiednich minimalnych wymogów technicznych.

(13) Przepisy dotyczące LFC i rezerw mają na celu ustanowienie klarownych, obiektywnych i zharmonizowanych wymogów dla OSP, OSD przyłączających rezerwy, modułów wytwarzania energii dostawców i instalacji odbiorczych dostawców w celu zapewnienia bezpieczeństwa systemu i przyczynienia się do niedyskryminacji, efektywnej konkurencji i sprawnego funkcjonowania wewnętrznego rynku energii elektrycznej. Przepisy dotyczące LFC i rezerw zapewniają ramy techniczne niezbędne do rozwoju transgranicznych rynków bilansujących.

(14) W celu zapewnienia jakości wspólnej częstotliwości systemu konieczne jest określenie wspólnego zestawu minimalnych wymogów i zasad dotyczących LFC i rezerw w całej Unii jako podstawy zarówno dla współpracy transgranicznej pomiędzy OSP, jaki i, w stosownych przypadkach, dla wykorzystania charakterystyki połączonego wytwarzania i poboru oraz połączonych systemów dystrybucyjnych. W związku z powyższym niniejsze rozporządzenie uwzględnia strukturę LFC i procedury ruchowe, kryteria i cele w zakresie jakości, określanie wielkości rezerwy, wymianę, współdzielenie i dystrybucję rezerw oraz monitorowanie odnośnie do LFC.

(15) Obszary synchroniczne nie kończą się na granicach Unii i mogą obejmować terytoria państw trzecich. Unia, państwa członkowskie i OSP powinni dążyć do bezpiecznej pracy w ramach wszystkich obszarów synchronicznych znajdujących się w Unii. Powinni wspierać stosowanie przez państwa trzecie przepisów podobnych do przepisów zawartych w niniejszym rozporządzeniu. ENTSO-E powinna ułatwiać współpracę między OSP z Unii i państw trzecich w zakresie bezpiecznej pracy systemu.

(16) Zgodnie z art. 8 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 713/2009 (2) Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki („Agencja”) powinna podjąć decyzję w przypadku, gdy właściwe organy regulacyjne nie są w stanie osiągnąć porozumienia w sprawie wspólnych warunków lub metod.

(17) Niniejsze rozporządzenie zostało opracowane w ścisłej współpracy z Agencją, ENTSO-E i zainteresowanymi podmiotami w celu przyjęcia skutecznych, zrównoważonych i proporcjonalnych przepisów w przejrzysty i partycypacyjny sposób. Zgodnie z art. 18 ust. 3 rozporządzenia (WE) nr 714/2009 Komisja konsultuje się z Agencją, ENTSO-E i innymi właściwymi zainteresowanymi stronami przed zaproponowaniem jakichkolwiek zmian niniejszego rozporządzenia.

(18) Środki przewidziane w niniejszym rozporządzeniu są zgodne z opinią komitetu, o którym mowa w art. 23 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 714/2009,

PRZYJMUJE NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:

CZĘŚĆ I

PRZEPISY OGÓLNE

Artykuł 1

Przedmiot

W celu zagwarantowania bezpieczeństwa pracy, jakości częstotliwości i efektywnego wykorzystania wzajemnie połączonego systemu i zasobów niniejszym rozporządzeniem ustanowiono szczegółowe wytyczne dotyczące:

a) wymogów i zasad dotyczących bezpieczeństwa pracy;

b) zasad i zakresów odpowiedzialności dotyczących koordynacji i wymiany danych pomiędzy OSP, między OSP a OSD oraz między OSP lub OSD a SGU w zakresie planowania operacyjnego oraz pracy w czasie zbliżonym do rzeczywistego;

c) zasad szkoleń i certyfikacji dla pracowników operatorów systemów;

d) wymogów w zakresie koordynacji wyłączeń;

e) wymogów w zakresie opracowywania grafików pomiędzy obszarami regulacyjnymi OSP; oraz

f) zasad mających na celu ustanowienie unijnych ram w zakresie regulacji mocy i częstotliwości oraz rezerw.

Artykuł 2

Zakres

1. Zasady i wymogi ustanowione w niniejszym rozporządzeniu mają zastosowanie do następujących SGU:

a) istniejące i nowe moduły wytwarzania energii, które są lub byłyby sklasyfikowane jako moduły typu B, C i D zgodnie z kryteriami określonymi w art. 5 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 (3);

b) istniejące i nowe instalacje odbiorcze przyłączone do systemu przesyłowego;

c) istniejące i nowe zamknięte systemy dystrybucyjne przyłączone do systemu przesyłowego;

d) istniejące i nowe instalacje odbiorcze, zamknięte systemy dystrybucyjne i osoby trzecie, w przypadku gdy zapewniają odpowiedź odbioru bezpośrednio dla OSP zgodnie z kryteriami określonymi w art. 27 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 (4);

e) dostawcy zapewniający agregowanie modułów wytwarzania energii lub instalacji odbiorczych oraz dostawcy rezerw mocy czynnej zgodnie z tytułem 8 części IV niniejszego rozporządzenia; oraz

f) istniejące i nowe systemy wysokiego napięcia prądu stałego („HVDC”) zgodnie z kryteriami określonymi w art. 3 ust. 1 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1447 (5).

2. Niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do wszystkich systemów przesyłowych, systemów dystrybucyjnych i połączeń wzajemnych w Unii oraz regionalnych koordynatorów bezpieczeństwa, z wyjątkiem systemów przesyłowych i systemów dystrybucyjnych lub części systemów przesyłowych i systemów dystrybucyjnych znajdujących się na wyspach stanowiących część państw członkowskich, których systemy nie pracują synchronicznie z obszarem synchronicznym Europy kontynentalnej („CE”), obszarem synchronicznym Wielkiej Brytanii („GB”), nordyckim obszarem synchronicznym, obszarem synchronicznym Irlandii i Irlandii Północnej („IE/NI”) ani bałtyckim obszarem synchronicznym.

3. W przypadku gdy w danym państwie członkowskim występuje więcej niż jeden OSP, niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do wszystkich OSP w danym państwie członkowskim. Jeżeli OSP nie ma funkcji istotnej dla jednego lub większej liczby obowiązków wynikających z niniejszego rozporządzenia, państwa członkowskie mogą, w ramach krajowego systemu prawnego, postanowić, że odpowiedzialność OSP w zakresie spełnienia jednego, niektórych lub wszystkich obowiązków wynikających z niniejszego rozporządzenia zostaje powierzona jednemu lub większej liczbie określonych OSP.

4. OSP Litwy, Łotwy i Estonii są zwolnione ze stosowania przepisów wymienionych w załączniku I do niniejszego rozporządzenia, o ile i w zakresie, w jakim działają one w trybie synchronicznym w obszarze synchronicznym, w którym nie wszystkie państwa są związane przepisami unijnymi, chyba że przewidziano inaczej w umowie o współpracy z OSP z państw trzecich ustanawiającej podstawy do ich współpracy w zakresie bezpiecznej pracy systemu zgodnie z art. 13.

5. W przypadku gdy wymogi wynikające z niniejszego rozporządzenia mają zostać ustanowione przez właściwego operatora systemu, który nie jest OSP, państwa członkowskie mogą określić, że OSP będzie odpowiedzialny za ustanowienie odpowiednich wymogów zamiast takiego operatora systemu.

Artykuł 3

Definicje

1. Do celów niniejszego rozporządzenia stosuje się definicje zawarte w art. 2 rozporządzenia (WE) nr 714/2009, art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 (6), art. 2 rozporządzenia (UE) 2016/631, art. 2 rozporządzenia (UE) 2016/1388, art. 2 rozporządzenia (UE) 2016/1447, art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1719 (7), art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) nr 543/2013 (8) w sprawie dostarczania i publikowania danych na rynkach energii elektrycznej i art. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE (9).

2. Dodatkowo zastosowanie mają następujące definicje:

1) „bezpieczeństwo pracy” oznacza zdolność systemu przesyłowego do utrzymywania stanu normalnego lub przywracania w jak najkrótszym czasie do stanu normalnego, który charakteryzują granice bezpieczeństwa pracy;

2) „ograniczenie” oznacza sytuację, w której występuje konieczność przygotowania i uruchomienia działań zaradczych w celu przestrzegania granic bezpieczeństwa pracy;

3) „sytuacja N” oznacza sytuację, w której żaden element systemu przesyłowego nie jest niedostępny z powodu wystąpienia zdarzenia awaryjnego;

4) „wykaz zdarzeń awaryjnych” oznacza wykaz zdarzeń awaryjnych, których symulacje należy przeprowadzić w celu wykonania testu zgodności z granicami bezpieczeństwa pracy;

5) „stan normalny” oznacza sytuację, w której system pozostaje w granicach bezpieczeństwa pracy w sytuacji N i po wystąpieniu zdarzenia awaryjnego z wykazu zdarzeń awaryjnych, z uwzględnieniem wpływu dostępnych działań zaradczych;

6) „rezerwy utrzymania częstotliwości” („FCR”) oznaczają rezerwy mocy czynnej dostępne w celu utrzymania częstotliwości systemu po wystąpieniu niezbilansowania;

7) „rezerwy odbudowy częstotliwości” („FRR”) oznaczają rezerwy mocy czynnej dostępne w celu odbudowy częstotliwości systemu do wartości znamionowej, a w przypadku obszaru synchronicznego obejmującego więcej niż jeden obszar LFC – w celu przywrócenie salda wymiany do wartości grafikowej;

8) „rezerwy zastępcze” („RR”) oznaczają rezerwy mocy czynnej dostępne na potrzeby odbudowy lub uzupełnienia wymaganego poziomu rezerw FRR, aby zapewnić przygotowanie na dodatkowe niezbilansowania systemu, przy czym termin ten obejmuje rezerwy wytwórcze;

9) „dostawca rezerw” oznacza podmiot mający prawne lub umowne zobowiązanie do dostarczania FCR, FRR lub RR z co najmniej jednej jednostki zapewniającej rezerwę lub grupy zapewniającej rezerwę;

10) „jednostka zapewniająca rezerwę” oznacza jeden moduł wytwarzania energii lub jedną jednostkę odbiorczą, bądź zespół modułów wytwarzania energii lub jednostek odbiorczych, które są przyłączone we wspólnym punkcie przyłączenia, spełniające wymogi w zakresie zapewniania FCR, FRR lub RR;

11) „grupa zapewniająca rezerwę” oznacza zespół modułów wytwarzania energii, jednostek odbiorczych lub jednostek zapewniających rezerwę, które są przyłączone w więcej niż jednym punkcie przyłączenia, spełniające wymogi w zakresie zapewniania FCR, FRR lub RR;

12) „obszar regulacyjny mocy i częstotliwości” („obszar LFC”) oznacza część obszaru synchronicznego lub cały obszar synchroniczny, fizycznie wydzielony przez punkty pomiaru w połączeniach wzajemnych z innymi obszarami LFC, eksploatowane przez co najmniej jednego OSP wypełniającego obowiązki w zakresie regulacji mocy i częstotliwości;

13) „czas odbudowy częstotliwości” oznacza maksymalny przewidywany czas po wystąpieniu chwilowego niezbilansowania mocy nie większego niż incydent referencyjny, w którym częstotliwość systemu powraca do standardowego zakresu w przypadku obszarów synchronicznych z tylko jednym obszarem LFC, a w przypadku obszarów synchronicznych z więcej niż jednym obszarem LFC – maksymalny dopuszczalny czas po wystąpieniu chwilowego niezbilansowania mocy danego obszaru LFC, w którym niezbilansowanie jest skompensowane;

14) „kryterium (N-1)” oznacza zasadę, zgodnie z którą elementy pozostające w pracy w obszarze regulacyjnym OSP po wystąpieniu zdarzenia awaryjnego mają zdolność pracy w nowych warunkach ruchowych bez naruszenia granic bezpieczeństwa pracy;

15) „sytuacja (N-1)” oznacza sytuację w systemie przesyłowym, w której miało miejsce zdarzenie awaryjne znajdujące się w wykazie zdarzeń awaryjnych;

16) „rezerwa mocy czynnej” oznacza rezerwy bilansujące dostępne do celów utrzymania częstotliwości;

17) „stan alarmowy” oznacza stan systemu, w którym system znajduje się w granicach bezpieczeństwa pracy, lecz zostało wykryte zdarzenie awaryjne z wykazu zdarzeń awaryjnych, a w przypadku jego wystąpienia dostępne działania zaradcze nie wystarczą do utrzymania stanu normalnego;

18) „blok regulacyjny mocy i częstotliwości” („blok LFC”) oznacza część obszaru synchronicznego lub cały obszar synchroniczny, fizycznie wydzielony przez punkty pomiaru w połączeniach wzajemnych z innymi blokami LFC, obejmujące co najmniej jeden obszar LFC, eksploatowane przez co najmniej jednego OSP wypełniającego obowiązki regulacji mocy i częstotliwości;

19) „uchyb obszarowy” („ACE”) oznacza sumę uchybu regulacji mocy („ΔP”), to znaczy różnicy pomiędzy zmierzonym rzeczywistym saldem wymiany w czasie rzeczywistym („P”) a sumą grafików wymiany („P0”) określonego obszaru LFC lub bloku LFC, oraz odchyłki regulacji częstotliwości („K*Δf”), to znaczy iloczynu współczynnika K i odchyłki częstotliwości tego konkretnego obszaru LFC lub bloku LFC, gdzie uchyb obszarowy równa się ΔP + K *Δf;

20) „suma grafików wymiany” oznacza sekwencje salda wymiany mocy netto obszaru LFC lub bloku LFC przez połączenia równoległe prądu przemiennego („AC”);

21) „regulacja napięcia” oznacza ręczne lub automatyczne działania regulacyjne w węźle wytwarzania, w końcowych węzłach linii AC lub systemów HVDC, w transformatorach, bądź inne środki, mające na celu utrzymanie zadanego poziomu napięcia lub zadanej wartości mocy biernej;

22) „stan zaniku zasilania” oznacza stan systemu, w którym praca części lub całości systemu przesyłowego została przerwana;

23) „wewnętrzne zdarzenie awaryjne” oznacza zdarzenie awaryjne w obszarze regulacyjnym OSP, z uwzględnieniem połączeń równoległych;

24) „zewnętrzne zdarzenie awaryjne” oznacza zdarzenie awaryjne poza obszarem regulacyjnym OSP z wyłączeniem połączeń równoległych, mające współczynnik wpływu wyższy niż próg wpływu zdarzenia awaryjnego;

25) „współczynnik wpływu” oznacza wartość liczbową stosowaną w celu określenia ilościowego największego efektu wypadnięcia elementu systemu przesyłowego zlokalizowanego poza obszarem regulacyjnym OSP z wyłączeniem połączeń równoległych, pod względem zmiany rozpływów mocy lub napięcia spowodowanych takim wypadnięciem, dla dowolnego elementu systemu. Im większa jest jego wartość, tym większy efekt;

26) „próg wpływu zdarzenia awaryjnego” oznacza liczbową wartość dopuszczalną, w odniesieniu do której sprawdza się współczynniki wpływu, a wystąpienie zdarzenia awaryjnego poza obszarem regulacyjnym OSP o współczynniku wpływu wyższym niż próg wpływu zdarzenia awaryjnego uznaje się za mające istotny wpływ na obszar regulacyjny OSP, z uwzględnieniem połączeń równoległych;

27) „analiza zdarzeń awaryjnych” oznacza symulację komputerową zdarzeń awaryjnych z wykazu zdarzeń awaryjnych;

28) „krytyczny czas zwarcia” oznacza maksymalny czas trwania awarii, w którym system przesyłowy utrzymuje stabilność;

29) „awaria” oznacza wszelkiego rodzaju zwarcia (jedno-, dwu- i trójfazowe, z ziemią i bez udziału ziemi), uszkodzenie przewodu, przerwanie obwodu lub przerywane przyłączenie, powodujące stałą niedostępność danego elementu systemu przesyłowego;

30) „element systemu przesyłowego” oznacza dowolny element systemu przesyłowego;

31) „zakłócenie” oznacza niezaplanowane zdarzenie, które może wyprowadzić system przesyłowy ze stanu normalnego;

32) „stabilność dynamiczna” to wspólny termin obejmujący stabilność kątową, stabilność częstotliwościową i stabilność napięciową;

33) „ocena stabilności dynamicznej” oznacza ocenę bezpieczeństwa pracy pod względem stabilności dynamicznej;

34) „stabilność częstotliwościowa” oznacza zdolność systemu przesyłowego do utrzymania stabilnej częstotliwości w sytuacji N i w trakcie zakłócenia;

35) „stabilność napięciowa” oznacza zdolność systemu przesyłowego do utrzymania dopuszczalnego napięcia we wszystkich węzłach systemu przesyłowego w sytuacji N i w trakcie zakłócenia;

36) „stan systemu” oznacza stan pracy systemu przesyłowego w odniesieniu do granic bezpieczeństwa pracy, przy czym może to być stan normalny, stan alarmowy, stan zagrożenia, stan zaniku zasilania i stan odbudowy systemu;

37) „stan zagrożenia” oznacza stan systemu, w którym została naruszona co najmniej jedna granica bezpieczeństwa pracy;

38) „stan odbudowy systemu” oznacza stan systemu, w którym celem wszystkich działań w systemie przesyłowym jest przywrócenie systemu do pracy i utrzymanie bezpieczeństwa pracy po stanie zaniku zasilania lub stanie zagrożenia;

39) „wyjątkowe zdarzenie awaryjne” oznacza równoczesne wystąpienie kilku zdarzeń awaryjnych mających wspólną przyczynę;

40) „odchyłka częstotliwości” oznacza różnicę między częstotliwością rzeczywistą a częstotliwością znamionową obszaru synchronicznego, zarówno ujemną, jak i dodatnią;

41) „częstotliwość systemu” oznacza częstotliwość elektryczną systemu, którą można zmierzyć we wszystkich częściach obszaru synchronicznego przy założeniu spójnej wartości dla systemu w przedziale czasowym rzędu sekund i przy niewielkich różnicach pomiędzy różnymi miejscami pomiarów;

42) „proces odbudowy częstotliwości” („FRP”) oznacza proces mający na celu przywrócenie częstotliwości systemu do wartości znamionowej, a dla obszarów synchronicznych obejmujących więcej niż jeden obszar LFC – proces mający na celu przywrócenie salda wymiany do wartości grafikowych;

43) „uchyb regulacyjny odbudowy częstotliwości” („FRCE”) oznacza uchyb regulacji dla FRP, który jest równy ACE danego obszaru LFC lub równy odchyłce częstotliwości, gdzie obszar LFC odpowiada pod względem geograficznym obszarowi synchronicznemu;

44) „grafik” oznacza zbiór wartości referencyjnych przedstawiających wytwarzanie, pobór lub wymianę energii elektrycznej dla danego okresu;

45) „współczynnik K obszaru LFC lub bloku LFC” oznacza wartość wyrażaną w MW/Hz, która jest, w miarę możliwości, jak najbardziej zbliżona do lub większa od sumy samoregulacji wytwarzania, samoregulacji obciążenia i udziału w rezerwie FCR, względem maksymalnej quasi-stacjonarnej odchyłki częstotliwości w stanie ustalonym;

46) „stan lokalny” oznacza kategorię stanu alarmowego, stanu zagrożenia lub stanu zaniku zasilania, jeżeli nie występuje ryzyko rozszerzenia skutków poza obszar regulacyjny, z uwzględnieniem połączeń równoległych z danym obszarem regulacyjnym;

47) „maksymalna quasi-stacjonarna odchyłka częstotliwości” oznacza maksymalną przewidywaną odchyłkę częstotliwości po wystąpieniu niezbilansowania nie większego niż incydent referencyjny, dla którego projektowana jest stabilizacja częstotliwości;

48) „obszar obserwowalności” oznacza własny system przesyłowy OSP i odpowiednie części systemów dystrybucyjnych i systemów przesyłowych sąsiednich OSP, które są monitorowane i modelowane przez danego OSP w czasie rzeczywistym w celu utrzymania bezpieczeństwa pracy w swoim obszarze regulacyjnym, z uwzględnieniem połączeń równoległych;

49) „sąsiedni OSP” oznaczają OSP bezpośrednio połączonych poprzez co najmniej jedno połączenie równoległe prądu przemiennego lub prądu stałego;

50) „analiza bezpieczeństwa pracy” oznacza cały zakres czynności wykonywanych za pomocą aplikacji komputerowych, ręcznie oraz automatycznie w celu oceny bezpieczeństwa pracy systemu przesyłowego oraz oceny działań zaradczych niezbędnych do utrzymania bezpieczeństwa pracy;

51) „wskaźniki bezpieczeństwa pracy” oznaczają wskaźniki stosowane przez OSP w celu monitorowania bezpieczeństwa pracy pod kątem stanów systemu, a także awarii i zakłóceń mających wpływ na bezpieczeństwo pracy;

52) „klasyfikacja bezpieczeństwa pracy” oznacza klasyfikację stosowaną przez OSP w celu monitorowania bezpieczeństwa pracy w oparciu o wskaźniki bezpieczeństwa pracy;

53) „testy ruchowe” oznaczają testy przeprowadzane przez OSP lub OSD do celów utrzymania, opracowania procedur ruchowych, szkolenia oraz uzyskiwania informacji dotyczących zachowania systemu przesyłowego w warunkach pracy systemu odbiegających od warunków normalnych, a także testy przeprowadzane przez znaczących użytkowników sieci w ich instalacjach w analogicznych celach;

54) „zwykłe zdarzenie awaryjne” oznacza powstanie zdarzenia awaryjnego jednego odgałęzienia lub wprowadzenia mocy;

55) „pozazakresowe zdarzenie awaryjne” oznacza równoczesne wystąpienie zdarzeń awaryjnych niemających wspólnej przyczyny lub utratę modułów wytwarzania energii o łącznej utracie zdolności wytwórczych przekraczającej incydent referencyjny;

56) „gradient rampowania” oznacza prędkość zmiany mocy czynnej przez moduł wytwarzania energii, instalację odbiorczą lub system HVDC;

57) „rezerwa mocy biernej” oznacza moc bierną dostępną do celów utrzymania napięcia;

58) „incydent referencyjny” oznacza maksymalne dodatnie lub ujemne niezbilansowanie występujące chwilowo między wytwarzaniem a odbiorem w obszarze synchronicznym, przyjmowane dla zwymiarowania FCR;

59) „stabilność kątowa” oznacza zdolność maszyn synchronicznych do utrzymania synchronizmu w sytuacji N i po zakłóceniu;

60) „plan bezpieczeństwa” oznacza plan zawierający ocenę ryzyka dla krytycznych elementów OSP dla scenariuszy największych zagrożeń fizycznych i cybernetycznych wraz z oceną ewentualnych skutków;

61) „granice stabilności” oznaczają dopuszczalne granice pracy systemu przesyłowego pod względem nieprzekraczania granic stabilności napięciowej, stabilności kątowej i stabilności częstotliwościowej;

62) „stan rozległy” oznacza kategorię stanu alarmowego, stanu zagrożenia lub stanu zaniku zasilania, gdy występuje ryzyko rozprzestrzenienia się danego stanu na wzajemnie połączone systemy przesyłowe;

63) „plan obrony systemu” oznacza środki techniczne i organizacyjne, które należy przedsięwziąć w celu zapobieżenia rozprzestrzenianiu się lub pogłębianiu zakłóceń w systemie przesyłowym, aby uniknąć zakłócenia na poziomie stanu rozległego i stanu rozległego zaniku zasilania;

64) „topologia” oznacza dane dotyczące połączeń różnych elementów systemu przesyłowego lub systemu dystrybucyjnego w stacji elektroenergetycznej i obejmuje konfigurację elektryczną oraz położenie wyłączników i odłączników;

65) „przejściowe dopuszczalne przeciążenia” oznaczają czasowe przeciążenia elementów systemu przesyłowego, które są dozwolone w ograniczonym okresie i nie powodują fizycznych uszkodzeń elementów systemu przesyłowego pod warunkiem przestrzegania określonego czasu trwania i określonych progów;

66) „wirtualna linia wymiany” oznacza dodatkowe wejście danych do regulatorów LFC, mające taki sam skutek jak wartość pomiaru fizycznego połączenia równoległego i umożliwiającą wymianę energii elektrycznej między odpowiednimi obszarami;

67) „elastyczne systemy przesyłowe prądu przemiennego” („FACTS”) oznaczają urządzenia do przesyłu mocy elektrycznej prądem przemiennym, mające na celu poprawę możliwości regulacji i zwiększenie zdolności przesyłu mocy czynnej;

68) „wystarczalność” oznacza zdolność źródeł zasilających dany obszar do pokrycia zapotrzebowania w tym obszarze;

69) „zagregowany zewnętrzny grafik netto” oznacza grafik stanowiący saldo wszystkich zewnętrznych grafików OSP i zewnętrznych grafików handlowych pomiędzy dwoma obszarami grafikowymi lub pomiędzy obszarem grafikowym i grupą innych obszarów grafikowych;

70) „plan dostępności” oznacza kombinację wszystkich zaplanowanych stanów dostępności istotnego elementu sieciowego w danym okresie;

71) „stan dostępności” oznacza zdolność modułu wytwarzania energii, elementu sieci lub instalacji odbiorczej do zapewniania obsługi w danym czasie, bez względu na to, czy pracuje;

72) „w czasie zbliżonym do rzeczywistego” oznacza upływ czasu nieprzekraczający 15 minut pomiędzy czasem ostatniego zamknięcia bramki dla rynku dnia bieżącego i czasem rzeczywistym;

73) „grafik poboru energii” oznacza grafik przedstawiający pobór energii przez instalację odbiorczą lub grupę instalacji odbiorczych;

74) „środowisko danych planowania operacyjnego ENTSO-E” oznacza zestaw programów użytkowych i urządzeń opracowanych w celu umożliwienia przechowywania i wymiany danych używanych na potrzeby procesów planowania operacyjnego pomiędzy OSP oraz w celu zarządzania takimi danymi;

75) „zewnętrzny grafik handlowy” oznacza grafik przedstawiający handlową wymianę energii elektrycznej pomiędzy uczestnikami rynku w różnych obszarach grafikowych;

76) „zewnętrzny grafik OSP” oznacza grafik przedstawiający wymianę energii elektrycznej pomiędzy OSP w różnych obszarach grafikowych;

77) „wymuszone wyłączenie” oznacza nieplanowane wyłączenie z ruchu istotnego elementu z nagłej przyczyny będącej poza kontrolą operacyjną operatora odpowiedniego istotnego elementu;

78) „grafik wytwarzania” oznacza grafik przedstawiający wytwarzanie energii elektrycznej modułu wytwarzania energii lub grupy modułów wytwarzania energii;

79) „wewnętrzny grafik handlowy” oznacza grafik przedstawiający handlową wymianę energii elektrycznej w obszarze grafikowym pomiędzy różnymi uczestnikami rynku;

80) „istotny element wewnętrzny” oznacza istotny element stanowiący część obszaru regulacyjnego OSP lub istotny element znajdujący się w systemie dystrybucyjnym, w tym w zamkniętym systemie dystrybucyjnym, który jest połączony bezpośrednio lub pośrednio z obszarem regulacyjnym OSP;

81) „saldo synchroniczne obszaru” oznacza saldo wszystkich zewnętrznych grafików na połączeniach synchronicznych w danym obszarze;

82) „region koordynacji wyłączeń” oznacza kombinację obszarów regulacyjnych, dla których OSP określają procedury pozwalające monitorować i, w razie potrzeby, koordynować stan dostępności istotnych elementów we wszystkich przedziałach czasowych;

83) „istotna instalacja odbiorcza” oznacza instalację odbiorczą, która uczestniczy w koordynacji wyłączeń, a jej stan dostępności ma wpływ na transgraniczne bezpieczeństwo pracy;

84) „istotny element” oznacza jakąkolwiek istotną instalację odbiorczą, jakikolwiek istotny moduł wytwarzania energii lub istotny element sieci, które biorą udział w koordynacji wyłączeń;

85) „istotny element sieci” oznacza dowolny składnik systemu przesyłowego, z uwzględnieniem połączeń równoległych, lub systemu dystrybucyjnego, w tym zamkniętego systemu dystrybucyjnego, np. linię, pojedynczy tor linii lub transformator, przesuwnik fazowy bądź instalację kompensacji napięcia, które uczestniczą w koordynacji wyłączeń, a ich stan dostępności ma wpływ na transgraniczne bezpieczeństwo pracy;

86) „niezgodność planowania wyłączeń” oznacza stan, w którym kombinacja stanu dostępności co najmniej jednego istotnego elementu sieci, jednego istotnego modułu wytwarzania energii lub jednej istotnej instalacji odbiorczej i najlepszego oszacowania prognozowanej sytuacji sieci energii elektrycznej prowadzi do naruszenia granic bezpieczeństwa pracy, z uwzględnieniem bezkosztowych działań zaradczych, którymi dysponuje OSP;

87) „podmiot ds. planowania wyłączeń” oznacza podmiot, którego zadaniem jest planowanie stanu dostępności istotnego modułu wytwarzania energii, istotnej instalacji odbiorczej lub istotnego elementu sieci;

88) „istotny moduł wytwarzania energii” oznacza moduł wytwarzania energii, który uczestniczy w koordynacji wyłączeń, a jego stan dostępności ma wpływ na bezpieczeństwo pracy;

89) „regionalny koordynator bezpieczeństwa” („RSC”) oznacza podmiot lub podmioty, będące własnością OSP lub przez nie kontrolowane, w co najmniej jednym regionie wyznaczania zdolności przesyłowych, wykonujące zadania związane z koordynacją regionalną OSP;

90) „podmiot ds. grafikowania” oznacza podmiot lub podmioty mające za zadanie przekazywanie grafików od uczestników rynku do OSP lub, w stosownych przypadkach, osób trzecich;

91) „obszar grafikowy” oznacza obszar, do którego mają zastosowanie obowiązki OSP związane z opracowywaniem grafików z uwagi na potrzeby operacyjne lub organizacyjne;

92) „tydzień przed” oznacza tydzień przed operacyjnym tygodniem kalendarzowym;

93) „rok przed” oznacza rok przed następnym operacyjnym rokiem kalendarzowym;

94) „zainteresowany OSP” oznacza OSP, dla którego informacje o wymianie rezerw lub współdzieleniu rezerw lub procesie bilansowania lub procesie transgranicznej aktywacji są konieczne dla analizy i utrzymania bezpieczeństwa pracy;

95) „dostępność rezerw mocy” oznacza wielkość FCR, FRR lub RR, która musi być dostępna dla OSP;

96) „wymiana rezerw” oznacza możliwość dostępu OSP do rezerwy mocy w innym obszarze LFC, bloku LFC lub obszarze synchronicznym w celu spełnienia wymogów w zakresie rezerw wynikających z jego własnego procesu określania wielkości rezerw FCR, FRR lub RR, przy czym wspomniana rezerwa mocy jest przeznaczona wyłącznie dla danego OSP i nie jest uwzględniana przez żadnych innych OSP do celów spełnienia wymogów w zakresie rezerw wynikających z ich odpowiednich procesów określania wielkości rezerw;

97) „współdzielenie rezerw” oznacza mechanizm, w którym więcej niż jeden OSP uwzględnia tę samą rezerwę mocy – FCR, FRR lub RR – w celu spełnienia odpowiednich wymogów w zakresie rezerw wynikających z odpowiednich procesów określania wielkości rezerw;

98) „czas aktywacji stanu alarmowego” oznacza czas, zanim nastąpi aktywacja stanu alarmowego;

99) „automatyczne FRR (aFRR)” oznaczają FRR które można aktywować za pomocą automatycznego regulatora;

100) „zwłoka aktywacji automatycznych FRR” oznacza czas między ustawieniem nowej wartości zadanej w regulatorze odbudowy częstotliwości a faktycznym rozpoczęciem dostawy automatycznych FRR;

101) „czas pełnej aktywacji automatycznych FRR” oznacza czas między ustanowieniem nowej wartości zadanej w regulatorze odbudowy częstotliwości a aktywacją lub dezaktywacją automatycznej FRR (aFRR);

102) „uśrednione dane FRCE” oznaczają zbiór danych zawierający średnią wartość zarejestrowanych chwilowych rezerw FRCE obszaru LFC lub bloku LFC w danym okresie pomiarowym;

103) „OSP zapewniający rezerwę mocy” oznacza OSP, który aktywuje swoją rezerwę mocy dla OSP otrzymującego rezerwę mocy zgodnie z warunkami umowy o współdzieleniu rezerw;

104) „OSP odbierający rezerwę mocy” oznacza OSP, który wyznacza wielkość własnej rezerwy mocy, uwzględniając rezerwę mocy dostępną za pośrednictwem OSP zapewniającego rezerwę mocy zgodnie z warunkami umowy o współdzieleniu rezerw;

105) „proces stosowania kryteriów” oznacza proces wyznaczania docelowych parametrów dla obszaru synchronicznego, bloku LFC i obszaru LFC na podstawie danych uzyskanych w ramach procesów gromadzenia i przekazywania danych;

106) „proces gromadzenia i przekazywania danych” oznacza proces gromadzenia zbioru danych niezbędnych do realizacji kryteriów oceny jakości częstotliwości;

107) „proces transgranicznej aktywacji FRR” oznacza proces uzgodniony przez OSP uczestniczących w procesie, który umożliwia aktywację FRR przyłączonych w innym obszarze LFC poprzez odpowiednie korygowanie udziału odpowiednich FRP;

108) „proces transgranicznej aktywacji RR” oznacza proces uzgodniony przez OSP uczestniczących w procesie, który umożliwia aktywację RR przyłączonych w innym obszarze LFC poprzez odpowiednie korygowanie udziału odpowiednich RRP;

109) „incydent wymiarujący” oznacza największe przewidywane chwilowe niezbilansowanie generacji i poboru mocy czynnej w bloku LFC zarówno w kierunku dodatnim, jak i ujemnym;

110) „odchyłka czasu elektrycznego” oznacza odchyłkę czasu między czasem synchronicznym i uniwersalnym czasem koordynowanym (UTC);

111) „odchyłka częstotliwości pełnej aktywacji FCR” oznacza oszacowaną wartość odchyłki częstotliwości, przy której FCR w obszarze synchronicznym zostaną w pełni aktywowane;

112) „czas pełnej aktywacji FCR” oznacza czas między wystąpieniem incydentu referencyjnego a odpowiadającą jej pełną aktywacją FCR;

113) „udział w zakresie FCR” oznacza część całej rezerwy FCR w obszarze synchronicznym, za którą odpowiada dany OSP;

114) „proces utrzymania częstotliwości” („FCP”) oznacza proces, który ma na celu stabilizację częstotliwości systemu poprzez kompensowanie niezbilansowań za pomocą odpowiednich rezerw;

115) „proces wyrównywania częstotliwości” oznacza proces uzgodniony przez wszystkich OSP z dwóch obszarów synchronicznych, umożliwiający powiązanie aktywacji FCR poprzez dostosowanie przepływów HVDC między obszarami synchronicznymi;

116) „parametr definiujący jakość częstotliwości” oznacza główne zmienne częstotliwości systemu, które określają zasady jakości częstotliwości;

117) „parametr docelowej jakości częstotliwości” oznacza wartość docelową częstotliwości systemu, na podstawie której ocenia się w stanie normalnym zachowanie procesów aktywacji FCR, FRR i RR;

118) „kryteria oceny jakości częstotliwości” oznaczają zestaw obliczeń przy użyciu pomiarów częstotliwości systemu, które umożliwiają ocenę jakości częstotliwości systemu w odniesieniu do parametrów docelowej jakości częstotliwości;

119) „dane do oceny jakości częstotliwości” oznaczają zestaw danych, które umożliwiają wyznaczanie kryteriów oceny jakości częstotliwości;

120) „zakres przywracania częstotliwości” oznacza zakres częstotliwości systemu, do którego system ma powrócić w obszarach synchronicznych GB i IE/NI po wystąpieniu niezbilansowania nie większego niż incydent referencyjny w czasie przewidzianym na przywrócenie częstotliwości;

121) „czas przywrócenia częstotliwości” oznacza, w przypadku obszarów synchronicznych GB i IE/NI, maksymalny przewidywany czas po wystąpienia niezbilansowania nie większego niż incydent referencyjny, w którym częstotliwość systemu powraca do maksymalnej odchyłki częstotliwości w stanie ustalonym;

122) „zakres odbudowy częstotliwości” oznacza zakres częstotliwości systemu, do którego częstotliwość systemu ma powrócić w obszarach synchronicznych GB, IE/NI i w nordyckim obszarze synchronicznym po wystąpieniu niezbilansowania nie większego niż incydent referencyjny w czasie przewidzianym na odbudowę częstotliwości;

123) „parametr docelowy FRCE” oznacza wartość docelową bloku LFC, na podstawie której określa się i ocenia kryteria wymiarowania FRR i RR bloku LFC i które są wykorzystywane w ocenie zachowania bloku LFC dla pracy w stanie normalnym;

124) „wymiana mocy odbudowy częstotliwości” oznacza moc wymienianą między obszarami LFC w ramach procesu transgranicznej aktywacji FRR;

125) „wartość zadana częstotliwości” oznacza wartość zadaną częstotliwości stosowaną w FRP, zdefiniowaną jako suma nominalnej częstotliwości systemu i korekty niezbędnej do zmniejszenia odchyłki czasu elektrycznego;

126) „wymogi dostępności FRR” oznaczają zestaw wymogów określonych przez OSP danego bloku LFC w odniesieniu do dostępności FRR;

127) „zasady określania wielkości FRR” oznaczają specyfikacje procesu określania wielkości FRR dla bloku LFC;

128) „proces kompensowania niezbilansowań” oznacza proces uzgodniony pomiędzy OSP, umożliwiający zapobieganie jednoczesnej aktywacji FRR w przeciwnych kierunkach, z uwzględnieniem odpowiednich FRCE, jak również aktywowanych FRR, oraz poprzez odpowiednie skorygowanie udziału uczestniczących FRP;

129) „wymiana mocy w procesie kompensowania niezbilansowań” oznacza moc wymienianą między obszarami LFC w ramach procesu kompensowania niezbilansowań;

130) „pierwotne zobowiązanie w zakresie FCR” oznacza wielkość FCR przydzieloną OSP na podstawie klucza podziału;

131) „dane dotyczące częstotliwości chwilowej” oznaczają zbiór danych z pomiarów całościowej częstotliwości systemu dla obszaru synchronicznego, przy czym okres pomiaru jest nie dłuższy niż jedna sekunda i jest wykorzystywany na potrzeby oceny jakości częstotliwości systemu;

132) „odchyłka częstotliwości chwilowej” oznacza zbiór danych z pomiarów odchyłek częstotliwości systemu dla obszaru synchronicznego, przy czym okres pomiaru jest nie dłuższy niż jedna sekunda i jest wykorzystywany na potrzeby oceny jakości częstotliwości systemu;

133) „dane dotyczące chwilowego FRCE” oznaczają zbiór danych dotyczących błędu FRCE bloku LFC, przy czym okres pomiaru nie dłuższy niż 10 sekund jest wykorzystywany na potrzeby oceny jakości częstotliwości systemu;

134) „poziom 1 zakresu FRCE” oznacza pierwszy zakres wykorzystywany na potrzeby oceny jakości częstotliwości systemu na poziomie bloku LFC, w ramach którego błąd FRCE powinien się utrzymywać przez określony procent czasu;

135) „poziom 2 zakresu FRCE” oznacza drugi zakres wykorzystywany na potrzeby oceny jakości częstotliwości systemu na poziomie bloku LFC, w ramach którego błąd FRCE powinien się utrzymywać przez określony procent czasu;

136) „umowa operacyjna bloku LFC” oznacza wielostronną umowę pomiędzy wszystkimi OSP z danego bloku LFC, w przypadku gdy dany blok LFC jest eksploatowany przez więcej niż jednego OSP, a także oznacza metodykę operacyjną bloku LFC, która ma zostać przyjęta jednostronnie przez właściwego OSP, w przypadku gdy blok LFC jest eksploatowany przez tylko jednego OSP;

137) „wymiana mocy zastępczej” oznacza moc wymienianą między obszarami LFC w ramach procesu transgranicznej aktywacji rezerwy RR;

138) „niezbilansowanie bloku LFC” oznacza sumę FRCE, aktywacji FRR i aktywacji rezerwy RR w bloku LFC oraz wymiany mocy kompensowania niezbilansowań, wymiany mocy odbudowy częstotliwości, a także wymiany mocy zastępczej danego bloku LFC z innymi blokami LFC;

139) „podmiot monitorujący blok LFC” oznacza OSP odpowiedzialnego za gromadzenie danych dla oceny jakości częstotliwości i stosowanie kryteriów oceny jakości częstotliwości dla bloku LFC;

140) „struktura regulacji mocy i częstotliwości” oznacza podstawową strukturę uwzględniającą wszystkie istotne aspekty regulacji mocy i częstotliwości, w szczególności dotyczące odpowiednich zakresów odpowiedzialności i obowiązków, a także rodzajów i przeznaczeń rezerw mocy czynnej;

141) „struktura odpowiedzialności procesu” oznacza strukturę, której celem jest określenie zakresów odpowiedzialności i obowiązków odnośnie do rezerw mocy czynnej w oparciu o strukturę regulacji obszaru synchronicznego;

142) „struktura procesu aktywacji” oznacza strukturę, której celem jest klasyfikacja procesów dotyczących różnych rodzajów rezerw mocy czynnej pod względem przeznaczenia i aktywacji;

143) „czas pełnej aktywacji nieautomatycznej FRR” oznacza czas między zmianą wartości zadanej a odpowiednim uruchomieniem lub wyłączeniem nieautomatycznej FRR;

144) „maksymalna odchyłka częstotliwości chwilowej” oznacza maksymalną przewidywaną wartość bezwzględną odchyłki częstotliwości chwilowej po wystąpieniu niezbilansowania nie większego niż incydent referencyjny, po przekroczeniu której aktywuje się środki awaryjne;

145) „obszar monitorowania” oznacza część obszaru synchronicznego lub cały obszar synchroniczny, fizycznie wydzielony punktami pomiarowymi w połączeniach wzajemnych z innymi obszarami monitorowania, eksploatowany przez co najmniej jednego OSP wykonującego obowiązki monitorowania obszaru;

146) „kwalifikacja wstępna” oznacza proces weryfikacji zgodności jednostki lub grupy zapewniającej rezerwę z wymogami ustanowionymi przez OSP;

147) „czas rampowania” oznacza okres określony przez stały punkt rozpoczęcia i czas, w którym pobierana lub generowana moc czynna będzie się zwiększać lub zmniejszać;

148) „OSP wydający polecenie w sprawie rezerwy” oznacza OSP odpowiedzialnego za wydanie jednostce zapewniającej rezerwę lub grupie zapewniającej rezerwę polecenia dotyczącego uruchomienia rezerw FRR lub RR;

149) „OSD przyłączający rezerwy” oznacza OSD odpowiedzialnego za sieć dystrybucyjną, do której przyłączona jest jednostka lub grupa zapewniająca rezerwę dla OSP;

150) „OSP przyłączający rezerwy” oznacza OSP odpowiedzialnego za obszar monitorowania, do którego jest przyłączona jednostka lub grupa zapewniająca rezerwę;

151) „OSP odbierający rezerwy” oznacza OSP biorącego udział w wymianie z OSP przyłączającym rezerwy lub jednostką zapewniającą rezerwę lub grupą zapewniającą rezerwę przyłączonymi do innego obszaru monitorowania lub innego obszaru LFC;

152) „proces zastępowania rezerw” („RRP”) oznacza proces mający na celu odbudowę aktywowanych rezerw FRR, a w przypadku GB i IE/NI – mający dodatkowo na celu odbudowę aktywowanych rezerw FCR;

153) „wymogi dostępności RR” oznaczają zestaw wymogów określonych przez OSP danego bloku LFC dotyczących dostępności RR;

154) „zasady określania wielkości RR” oznaczają specyfikacje procesu określania wymaganych wielkości rezerwy RR bloku LFC;

155) „standardowy zakres częstotliwości” oznacza symetryczny przedział wokół częstotliwości znamionowej, w którym musi pozostawać częstotliwość systemu obszaru synchronicznego;

156) „standardowa odchyłka częstotliwości” oznacza wartość bezwzględną odchyłki częstotliwości, która wyznacza granice standardowego zakresu częstotliwości;

157) „odchyłka częstotliwości w stanie ustalonym” oznacza wartość bezwzględną odchyłki częstotliwości po wystąpieniu niezbilansowania, gdy częstotliwość systemu została ustabilizowana;

158) „podmiot monitorujący obszar synchroniczny” oznacza OSP odpowiedzialnego za gromadzenie danych do oceny jakości częstotliwości i stosowanie kryteriów oceny jakości częstotliwości dla obszaru synchronicznego;

159) „proces regulacji czasu” oznacza działania regulacyjne wykonywane w celu doprowadzenia odchyłki czasu pomiędzy elektrycznym czasem synchronicznym a uniwersalnym czasem koordynowanym UTC do wartości zerowej.

Artykuł 4

Cele i aspekty regulacyjne

1. Celem niniejszego rozporządzenia jest:

a) określenie wspólnych wymogów i zasad dotyczących bezpieczeństwa pracy;

b) określenie wspólnych zasad planowania operacyjnego dla systemu wzajemnie połączonego;

c) określenie wspólnych procesów i struktur regulacji mocy i częstotliwości;

d) zapewnienie warunków dla utrzymania bezpieczeństwa pracy w całej Unii;

e) zapewnienie warunków dla utrzymania poziomu jakości częstotliwości wszystkich obszarów synchronicznych w całej Unii;

f) wspieranie koordynacji pracy systemu i planowania operacyjnego;

g) zapewnienie i poprawa przejrzystości i niezawodności informacji dotyczących pracy systemu przesyłowego;

h) przyczynienie się do sprawnej pracy i rozwoju systemu przesyłowego energii elektrycznej i sektora elektroenergetycznego w Unii.

2. Stosując niniejsze rozporządzenie, państwa członkowskie, właściwe organy oraz operatorzy systemów:

a) stosują zasady proporcjonalności i niedyskryminacji;

b) zapewniają przejrzystość;

c) stosują zasadę równowagi pomiędzy najwyższą całkowitą sprawnością i najniższymi kosztami ogólnymi dla wszystkich zainteresowanych stron;

d) dopilnowują, aby OSP korzystali, na ile jest to możliwe, z mechanizmów rynkowych w celu zagwarantowania bezpieczeństwa i stabilności sieci;

e) respektują powierzoną właściwemu OSP odpowiedzialność za zapewnienie bezpieczeństwa systemu, z uwzględnieniem wymogów prawa krajowego;

f) konsultują się z właściwymi OSD i uwzględniają potencjalne skutki dla ich systemów; oraz

g) uwzględniają uzgodnione normy europejskie i europejskie specyfikacje techniczne.

Artykuł 5

Warunki lub metody funkcjonowania OSP

1. OSP opracowują warunki i metody wymagane niniejszym rozporządzeniem i przedkładają je do zatwierdzenia właściwym organom regulacyjnym zgodnie z art. 6 ust. 2 i 3 lub do zatwierdzenia podmiotowi wyznaczonemu przez państwo członkowskie zgodnie z art. 6 ust. 4, w odpowiednich terminach przewidzianych w niniejszym rozporządzeniu.

2. W przypadku gdy propozycja dotycząca ustanowienia warunków lub metod na podstawie niniejszego rozporządzenia musi zostać opracowana i zatwierdzona przez więcej niż jednego OSP, uczestniczący OSP ściśle współpracują ze sobą. OSP, przy wsparciu ENTSO-E, regularnie informują organy regulacyjne i Agencję o postępach w opracowywaniu tych warunków lub metod.

3. Jeżeli OSP nie osiągną konsensusu przy podejmowaniu decyzji w sprawie propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod zgodnie z art. 6 ust. 2, podejmują decyzję kwalifikowaną większością głosów. W przypadku propozycji zgodnie z art. 6 ust. 2 większość kwalifikowana oznacza większość:

a) OSP reprezentujących co najmniej 55 % państw członkowskich; oraz

b) OSP reprezentujących państwa członkowskie, których liczba mieszkańców stanowi co najmniej 65 % ludności Unii.

4. Przy podejmowaniu decyzji zgodnie z art. 6 ust. 2 mniejszość blokująca musi obejmować OSP reprezentujących co najmniej cztery państwa członkowskie; w przypadku niespełnienia powyższego warunku uznaje się, że większość kwalifikowana została osiągnięta.

5. Jeżeli odpowiednie regiony leżą na terytoriach więcej niż pięciu państw członkowskich, a OSP nie osiągną konsensusu przy podejmowaniu decyzji w sprawie propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod zgodnie z art. 6 ust. 3, podejmują decyzję kwalifikowaną większością głosów. W przypadku propozycji zgodnie z art. 6 ust. 3 większość kwalifikowana oznacza większość:

a) OSP reprezentujących co najmniej 72 % odpowiednich państw członkowskich; oraz

b) OSP reprezentujących państwa członkowskie, na których terytorium zamieszkuje co najmniej 65 % ludności odpowiedniego regionu.

6. Przy podejmowaniu decyzji zgodnie z art. 6 ust. 3 mniejszość blokująca musi obejmować co najmniej minimalną liczbę OSP reprezentujących ponad 35 % ludności uczestniczących państw członkowskich, a także OSP reprezentujących co najmniej jedno dodatkowe odpowiednie państwo członkowskie; w przypadku niespełnienia powyższego warunku uznaje się, że większość kwalifikowana została osiągnięta.

7. Decyzje w sprawie propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod zgodnie z art. 6 ust. 3, w odniesieniu do regionów obejmujących nie więcej niż pięć państw członkowskich, podejmowane są przez OSP w drodze konsensusu.

8. W przypadku decyzji podejmowanych przez OSP na podstawie ust. 3 i 4 każdemu państwu członkowskiemu przysługuje jeden głos. W przypadku występowania na terytorium danego państwa członkowskiego więcej niż jednego OSP państwo członkowskie rozdziela uprawnienia do głosowania wśród OSP.

9. Jeżeli w terminach określonych w niniejszym rozporządzeniu OSP nie przedłożą propozycji dotyczącej ustanowienia warunków lub metod organom regulacyjnym zgodnie z art. 6 ust. 2 i 3 lub podmiotom wyznaczonym przez państwa członkowskie zgodnie z art. 6 ust. 4, przedkładają właściwym organom regulacyjnym i Agencji stosowne projekty warunków lub metod i wyjaśniają, dlaczego nie osiągnięto porozumienia. Agencja powiadamia Komisję i, we współpracy z właściwymi organami regulacyjnymi, na wniosek Komisji bada przyczyny braku porozumienia oraz informuje o nich Komisję. Komisja podejmuje stosowne kroki w celu umożliwienia przyjęcia wymaganych warunków lub metod w terminie czterech miesięcy od daty otrzymania informacji od Agencji.

Artykuł 6

Zatwierdzanie warunków lub metod OSP

1. Każdy organ regulacyjny zatwierdza warunki lub metody opracowane przez OSP zgodnie z ust. 2 i 3. Podmiot wyznaczony przez państwo członkowskie zatwierdza warunki lub metody opracowane przez OSP zgodnie z ust. 4. Wyznaczony podmiot musi być organem regulacyjnym, o ile państwo członkowskie nie postanowiło inaczej.

2. Propozycje dotyczące poniższych warunków lub metod podlegają zatwierdzeniu przez wszystkie organy regulacyjne Unii, a państwo członkowskie może przedstawić odpowiedniemu organowi regulacyjnemu opinię na ich temat:

a) najważniejsze wymogi organizacyjne, funkcje i zakresy odpowiedzialności odnośnie do wymiany danych dotyczących bezpieczeństwa pracy zgodnie z art. 40 ust. 6;

b) metoda tworzenia wspólnych modeli sieci zgodnie z art. 67 ust. 1 i art. 70;

c) metoda koordynacji analizy bezpieczeństwa pracy zgodnie z art. 75.

3. Propozycje dotyczące poniższych warunków lub metod podlegają zatwierdzeniu przez wszystkie organy regulacyjne odpowiedniego regionu, a państwo członkowskie może przedstawić odpowiedniemu organowi regulacyjnemu opinię na ich temat:

a) metoda określania minimalnej inercji dla każdego obszaru synchronicznego zgodnie z art. 39 ust. 3 lit. b);

b) wspólne przepisy dla każdego regionu wyznaczania zdolności przesyłowych na potrzeby koordynacji bezpieczeństwa pracy na szczeblu regionalnym zgodnie z art. 76;

c) metoda oceny istotności środków dla koordynacji wyłączeń, przynajmniej w zakresie obszaru synchronicznego, zgodnie z art. 84;

d) metody, warunki i wartości zawarte w umowach operacyjnych dotyczących obszaru synchronicznego, o których mowa w art. 118, dotyczące: (i) parametrów definiujących jakość częstotliwości i parametry docelowej jakości częstotliwości zgodnie z art. 127; (ii) zasad określania wielkości FCR zgodnie z art. 153; (iii) dodatkowych właściwości FCR zgodnie z art. 154 ust. 2; (iv) w przypadku obszarów synchronicznych GB i IE/IN – działań zapewniających uzupełnianie magazynów energii zgodnie z art. 156 ust. 6 lit. b); (v) w przypadku obszaru synchronicznego CE i nordyckiego obszaru synchronicznego – minimalnego okres aktywacji, jaki muszą zapewnić dostawcy FCR zgodnie z art. 156 ust. 10; (vi) w przypadku obszaru synchronicznego CE i nordyckiego obszaru synchronicznego – założeń i metody analizy kosztów i korzyści zgodnie z art. 156 ust. 11; (vii) w przypadku obszarów synchronicznych innych niż CE oraz jeżeli dotyczy – limitów wymiany FCR pomiędzy OSP zgodnie z art. 163 ust. 2; (viii) w przypadku obszarów synchronicznych GB i IE/IN – metody określania minimalnych dostaw rezerwy mocy dla FCR pomiędzy obszarami synchronicznymi określonej zgodnie z art. 174 ust. 2 lit. b); (ix) limitów wielkości wymiany FRR pomiędzy obszarami synchronicznymi określonych zgodnie z art. 176 ust. 1 oraz limitów wielkości współdzielenia FRR pomiędzy obszarami synchronicznymi określonych zgodnie z art. 177 ust. 1; (x) limitów wielkości wymiany FRR pomiędzy obszarami synchronicznymi określonych zgodnie z art. 178 ust. 1 oraz limitów wielkości współdzielenia FRR pomiędzy obszarami synchronicznymi określonych zgodnie z art. 179 ust. 1;

e) metody i warunki zawarte w umowach operacyjnych bloku LFC, o których mowa w art. 119, dotyczące: (i) ograniczeń rampowania dla generowanej mocy czynnej zgodnie z art. 137 ust. 3 i 4; (ii) koordynacji działań zmierzających do zmniejszenia FRCE, jak określono w art. 152 ust. 14; (iii) środków mających na celu ograniczenie FRCE przez zmiany generacji mocy czynnej lub jej poboru przez moduły wytwarzania energii i jednostki odbiorcze zgodnie z art. 152 ust. 16. (iv) zasad określania wielkości FRR zgodnie z art. 157 ust. 1;

f) środki łagodzące dla poszczególnych obszarów synchronicznych lub bloków LFC zgodnie z art. 138;

g) wspólna propozycja dla każdego obszaru synchronicznego, dotycząca określenia bloków LFC zgodnie z art. 141 ust. 2.

4. O ile państwa członkowskie nie ustaliły inaczej, poniższe warunki lub metody podlegają indywidualnemu zatwierdzeniu przez podmiot wyznaczony przez państwo członkowskie zgodnie z ust. 1:

a) w przypadku obszarów synchronicznych GB i IE/NI – propozycja każdego OSP określająca poziom utraty odbioru, przy którym system przesyłowy musi się znaleźć w stanie rozległego zaniku zasilania;

b) zakres wymiany danych z OSD i ze znaczącymi użytkownikami sieci zgodnie z art. 40 ust. 5;

c) dodatkowe wymogi dotyczące grup zapewniających FCR zgodnie z art. 154 ust. 3;

d) zwolnienie grup zapewniających FCR z zapewniania FCR zgodnie z art. 154 ust. 4;

e) w przypadku obszaru synchronicznego CE i nordyckiego obszaru synchronicznego – propozycja dotycząca przejściowego minimalnego okresu aktywacji, jaki muszą zapewnić dostawcy FCR, przedłożona przez OSP zgodnie z art. 156 ust. 9;

f) wymogi techniczne dotyczące FRR określone przez OSP zgodnie z art. 158 ust. 3;

g) zakaz zapewniania FRR przez grupy zapewniające FRR zgodnie z art. 159 ust. 7;

h) wymogi techniczne dotyczące przyłączania jednostek zapewniających RR i grup zapewniających RR, określone przez OSP zgodnie z art. 161 ust. 3; oraz

i) zakaz zapewniania RR przez grupy zapewniające RR zgodnie z art. 162 ust. 6.

5. W przypadku gdy właściwy operator systemu lub OSP musi lub może na podstawie niniejszego rozporządzenia określać lub uzgadniać wymogi niepodlegające przepisom ust. 4, państwa członkowskie mogą wymagać uprzedniego zatwierdzenia takich wymogów przez właściwy organ regulacyjny.

6. Propozycja dotycząca ustanowienia warunków lub metod musi obejmować proponowane ramy czasowe ich wdrożenia oraz opis ich przewidywanego wpływu na realizację celów określonych w niniejszym rozporządzeniu. Propozycje dotyczące ustanowienia warunków lub metod podlegające zatwierdzeniu przez kilka organów regulacyjnych lub wszystkie takie organy przedkłada się jednocześnie Agencji i organom regulacyjnym. Na żądanie właściwych organów regulacyjnych, Agencja wydaje w terminie trzech miesięcy opinię na temat propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod.

7. W przypadku gdy zatwierdzenie warunków lub metod wymaga decyzji więcej niż jednego organu regulacyjnego, właściwe organy regulacyjne konsultują się między sobą, ściśle ze sobą współpracują i koordynują swoje stanowiska w celu osiągnięcia porozumienia. W przypadku gdy Agencja wyda opinię, właściwe organy regulacyjne uwzględniają taką opinię. Organy regulacyjne podejmują decyzje w zakresie przedłożonych warunków lub metod zgodnie z ust. 2 i 3 w terminie sześciu miesięcy od dnia otrzymania warunków lub metod przez organ regulacyjny lub, w stosownych przypadkach, przez ostatni odpowiedni organ regulacyjny.

8. Jeżeli organy regulacyjne nie osiągną porozumienia w terminie wskazanym w ust. 7 lub jeżeli wystąpią one ze wspólnym wnioskiem w tym zakresie, Agencja podejmuje w terminie sześciu miesięcy decyzję w sprawie przedstawionych propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod, zgodnie z art. 8 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 713/2009.

9. W przypadku gdy zatwierdzenie warunków lub metod wymaga decyzji jednego wyznaczonego podmiotu zgodnie z ust. 4, wyznaczony podmiot podejmuje decyzję w terminie 6 miesięcy od otrzymania warunków lub metod.

10. Każda strona może wnieść przeciwko właściwemu operatorowi systemu lub OSP skargę dotyczącą obowiązków lub decyzji danego właściwego operatora systemu lub OSP wynikających z niniejszego rozporządzenia i może skierować taką skargę do organu regulacyjnego, który, działając jako organ rozjemczy, wydaje decyzję w terminie dwóch miesięcy od otrzymania skargi. Termin ten można przedłużyć o dwa miesiące w przypadku, gdy organ regulacyjny zażąda dodatkowych informacji. Przedłużony termin można dodatkowo przedłużyć za zgodą strony wnoszącej skargę. Decyzja organu regulacyjnego jest wiążąca, o ile i dopóki nie zostanie uchylona w drodze odwołania.

Artykuł 7

Zmiany warunków lub metod OSP

1. W przypadku gdy jeden lub większa liczba organów regulacyjnych zażąda wprowadzenia zmiany w celu zatwierdzenia warunków lub metod przedłożonych zgodnie z art. 6 ust. 2 i 3, właściwi OSP przedkładają propozycję dotyczącą zmienionych warunków lub metod do zatwierdzenia w terminie dwóch miesięcy od daty przedstawienia żądania przez organy regulacyjne. Właściwe organy regulacyjne podejmują decyzję w sprawie zmienionych warunków lub metod w terminie dwóch miesięcy od daty ich przedłożenia.

2. W przypadku gdy wyznaczony podmiot zażąda wprowadzenia zmiany w celu zatwierdzenia warunków lub metod przedłożonych zgodnie z art. 6 ust. 4, właściwy OSP przedkłada propozycję dotyczącą zmienionych warunków lub metod do zatwierdzenia w terminie dwóch miesięcy od daty przedstawienia żądania przez wyznaczony podmiot. Wyznaczony podmiot podejmuje decyzję w sprawie zmienionych warunków lub metod w terminie dwóch miesięcy od daty ich przedłożenia.

3. Jeżeli właściwe organy regulacyjne nie będą w stanie osiągnąć porozumienia w sprawie warunków lub metod na podstawie art. 6 ust. 2 i 3 w terminie dwóch miesięcy lub jeżeli wystąpią one ze wspólnym wnioskiem w tym zakresie, Agencja podejmuje w terminie sześciu miesięcy decyzję w sprawie zmienionych warunków lub metod zgodnie z art. 8 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 713/2009. Jeżeli właściwi OSP nie przedłożą propozycji dotyczącej zmienionych warunków lub metod, zastosowanie ma procedura określona w art. 5 ust. 7.

4. OSP odpowiedzialni za opracowanie propozycji dotyczącej warunków lub metod bądź organy regulacyjne lub wyznaczone podmioty odpowiedzialne za jej przyjęcie zgodnie z art. 6 ust. 2, 3 i 4 mogą złożyć wniosek o zmianę tych warunków lub metod. Propozycje dotyczące zmiany warunków lub metod przedkłada się, w stosownych przypadkach, do konsultacji zgodnie z procedurą określoną w art. 11 i zatwierdza zgodnie z procedurą określoną w art. 5 i 6.

Artykuł 8

Publikacja w internecie

1. OSP odpowiedzialni za określenie warunków lub metod zgodnie z niniejszym rozporządzeniem publikują je w internecie po uzyskaniu zatwierdzenia od właściwych organów regulacyjnych lub, jeżeli takie zatwierdzenie nie jest wymagane, po ich określeniu, chyba że informacje takie uznaje się za poufne zgodnie z art. 12.

2. Publikacja dotyczy również:

a) usprawnień narzędzi prowadzenia ruchu sieci zgodnie z art. 55 ust. 1 lit. e);

b) parametrów docelowych FRCE zgodnie z art. 128;

c) ograniczeń rampowania na poziomie obszaru synchronicznego zgodnie z art. 137 ust. 1;

d) ograniczeń rampowania na poziomie bloku LFC zgodnie z art. 137 ust. 3;

e) działań podjętych w stanie alarmowym spowodowanym brakiem wystarczających rezerw mocy czynnej zgodnie z art. 152 ust. 11; oraz

f) wniosku OSP przyłączającego rezerwy skierowanego do dostawcy FCR o udostępnienie informacji w czasie rzeczywistym zgodnie z art. 154 ust. 11.

Artykuł 9

Zwrot kosztów

1. Koszty ponoszone przez operatorów systemów podlegających regulacji taryf sieciowych, wynikające z obowiązków ustanowionych w niniejszym rozporządzeniu, są oceniane przez właściwe organy regulacyjne. Koszty uznane za uzasadnione, efektywne i proporcjonalne są zwracane za pośrednictwem taryf sieciowych lub innych odpowiednich mechanizmów.

2. Na wniosek właściwych organów regulacyjnych operatorzy systemów, o których mowa w ust. 1, w terminie trzech miesięcy od daty otrzymania wniosku udostępniają informacje niezbędne w celu ułatwienia oceny poniesionych kosztów.

Artykuł 10

Zaangażowanie zainteresowanych stron

Agencja, w ścisłej współpracy z ENTSO-E, podejmuje działania w celu zaangażowania zainteresowanych stron w bezpieczną pracę systemu i inne aspekty wdrażania niniejszego rozporządzenia. Przedmiotowe zaangażowanie obejmuje regularne spotkania z zainteresowanymi stronami w celu zidentyfikowania problemów i zaproponowania ulepszeń w odniesieniu do bezpiecznej pracy systemu.

Artykuł 11

Konsultacje publiczne

1. OSP odpowiedzialni za przedstawianie propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod bądź ich zmian zgodnie z niniejszym rozporządzeniem konsultują się z zainteresowanymi stronami, w tym z właściwymi organami każdego państwa członkowskiego, w sprawie projektów propozycji dotyczących ustanowienia warunków lub metod wymienionych w art. 6 ust. 2 i 3. Konsultacje muszą trwać co najmniej jeden miesiąc.

2. Propozycje dotyczące ustanowienia warunków lub metod złożone przez OSP na poziomie unijnym są publikowane i przedkładane do konsultacji publicznych na poziomie unijnym. Propozycje złożone przez OSP na poziomie regionalnym są przedkładane do konsultacji publicznych przynajmniej na poziomie regionalnym. Strony składające propozycje na poziomie dwustronnym lub wielostronnym przeprowadzają konsultacje publiczne przynajmniej w odpowiednich państwach członkowskich.

3. OSP odpowiedzialni za opracowanie propozycji dotyczącej ustanowienia warunków lub metod należycie uwzględniają uwagi zainteresowanych stron wynikające z konsultacji przed jej przedłożeniem organowi regulacyjnemu do zatwierdzenia. We wszystkich przypadkach sporządza się i publikuje w sposób terminowy należyte uzasadnienie przyczyn uwzględnienia lub nieuwzględnienia uwag będących wynikiem konsultacji w złożonym dokumencie, przed lub jednocześnie z publikacją propozycji dotyczącej ustanowienia warunków lub metod.

Artykuł 12

Obowiązki w zakresie zachowania poufności

1. Wszelkie poufne informacje otrzymywane, wymieniane lub przekazywane na podstawie niniejszego rozporządzenia podlegają warunkom tajemnicy zawodowej ustanowionym w ust. 2, 3 i 4.

2. Obowiązkowi zachowania tajemnicy zawodowej podlegają wszystkie osoby objęte przepisami niniejszego rozporządzenia.

3. Informacje poufne, które osoby lub organy regulacyjne, o których mowa w ust. 2, otrzymały w trakcie wykonywania swoich obowiązków, nie mogą zostać ujawnione żadnym innym osobom ani organom, bez uszczerbku dla przypadków objętych prawem krajowym, innymi przepisami niniejszego rozporządzenia bądź innymi stosownymi przepisami prawa unijnego.

4. Bez uszczerbku dla przypadków objętych prawem krajowym lub unijnym organy regulacyjne, podmioty lub osoby, które otrzymują informacje poufne na podstawie niniejszego rozporządzenia, mogą wykorzystać je wyłącznie w celu wykonywania swoich obowiązków wynikających z niniejszego rozporządzenia.

Artykuł 13

Umowy z OSP niepodlegającymi niniejszemu rozporządzeniu

W przypadku gdy obszar synchroniczny obejmuje zarówno OSP z terytorium Unii, jak i z państw trzecich, w terminie 18 miesięcy od daty wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy OSP z terytorium Unii w danym obszarze synchronicznym dokładają starań w celu zawarcia z OSP z państw trzecich niepodlegającymi niniejszemu rozporządzeniu umowy ustanawiającej podstawę ich współpracy w zakresie bezpiecznej pracy systemu i ustanawiającej mechanizmy na potrzeby wypełnienia przez OSP z państw trzecich obowiązków ustanowionych w niniejszym rozporządzeniu.

Artykuł 14

Monitorowanie

1. ENTSO-E monitoruje wdrażanie niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 8 ust. 8 rozporządzenia (WE) nr 714/2009. Monitorowanie obejmuje przynajmniej następujące kwestie:

a) wskaźniki bezpieczeństwa pracy zgodnie z art. 15;

b) regulacja mocy i częstotliwości zgodnie z art. 16;

c) ocena koordynacji regionalnej zgodnie z art. 17;

d) identyfikacja wszelkich rozbieżności w ramach krajowego wdrażania niniejszego rozporządzenia w odniesieniu do warunków lub metod wymienionych w art. 6 ust. 3;

e) identyfikacja dodatkowych usprawnień narzędzi i usług zgodnie z art. 55 lit. a) i b), wykraczających poza usprawnienia określone przez OSP zgodnie z art. 55 lit. e);

f) identyfikacja wszelkich niezbędnych usprawnień w sprawozdaniu rocznym na temat skali klasyfikacji incydentów zgodnie z art. 15, które są konieczne, aby wspierać zrównoważone i długoterminowe bezpieczeństwo pracy; oraz

g) identyfikacja wszelkich trudności dotyczących współpracy w zakresie bezpiecznej pracy systemu z OSP z państw trzecich.

2. Agencja, we współpracy z ENTSO-E, sporządza w terminie 12 miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wykaz istotnych informacji, które mają być przekazane Agencji przez ENTSO-E zgodnie z art. 8 ust. 9 oraz art. 9 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 714/2009. Wykaz istotnych informacji może podlegać aktualizacji. ENTSO-E prowadzi kompleksowe archiwum danych w postaci cyfrowej w znormalizowanym formacie, obejmujące informacje wymagane przez Agencję.

3. Właściwi OSP przekazują ENTSO-E informacje wymagane do wykonywania zadań, o których mowa w ust. 1 i 2.

4. Na podstawie wniosku ze strony organu regulacyjnego OSD przekazują OSP informacje, o których mowa w ust. 2, chyba że informacje te są już dostępne dla organów regulacyjnych, OSP, Agencji lub ENTSO energii elektrycznej w związku z ich odpowiednimi zadaniami dotyczącymi monitorowania wdrożenia, przy czym celem jest uniknięcie dublowania informacji.

Artykuł 15

Sprawozdanie roczne na temat wskaźników bezpieczeństwa pracy

1. Do dnia 30 września ENTSO-E publikuje sprawozdanie roczne w oparciu o skalę klasyfikacji incydentów przyjętą zgodnie z art. 8 ust. 3 lit. a) rozporządzenia (WE) nr 714/2009. Agencja może przekazać swoją opinię dotyczącą formy i treści sprawozdania rocznego, w tym geograficznego zakresu zgłoszonych incydentów, współzależności elektrycznej między obszarami regulacyjnymi OSP i wszelkich istotnych danych historycznych.

2. Do dnia 1 marca OSP każdego państwa członkowskiego muszą przekazać ENTSO-E niezbędne dane oraz informacje na potrzeby przygotowania sprawozdań rocznych w oparciu o skalę klasyfikacji incydentów, o której mowa w ust. 1. Dane przekazywane przez OSP muszą obejmować poprzedni rok.

3. Sprawozdania roczne, o których mowa w ust. 1, muszą zawierać co najmniej następujące wskaźniki bezpieczeństwa pracy istotne dla bezpieczeństwa pracy:

a) liczba wypadnięć elementów systemu przesyłowego rocznie na jednego OSP;

b) liczba wypadnięć zakładów wytwarzania energii rocznie na jednego OSP;

c) energia niedostarczona ze względu na nieplanowane odłączenia instalacji odbiorczych rocznie na jednego OSP;

d) czas trwania i liczba stanów alarmowych i stanów zagrożenia na jednego OSP;

e) czas trwania i liczba zidentyfikowanych zdarzeń, w których wystąpił brak rezerwy na jednego OSP;

f) czas trwania i liczba odchyleń napięcia przekraczających zakresy z tabel 1 i 2 w załączniku II na jednego OSP;

g) liczba minut poza standardowym zakresem częstotliwości i liczba minut poza 50 % wartości maksymalnej odchyłki częstotliwości w stanie ustalonym na jeden obszar synchroniczny.

h) liczba podziałów/wydzielenia systemów lub stanów lokalnego zaniku zasilania; oraz

i) liczba zaników zasilania obejmujących co najmniej dwa OSP.

4. Sprawozdanie roczne, o którym mowa w ust. 1, musi zawierać następujące wskaźniki bezpieczeństwa pracy istotne dla planowania operacyjnego:

a) liczba zdarzeń, w których incydent znajdujący się w wykazie zdarzeń awaryjnych spowodował pogorszenie stanu pracy systemu;

b) liczba zdarzeń, o których mowa w lit. a), w których pogorszenie warunków pracy systemu nastąpiło w wyniku nieoczekiwanych rozbieżności prognoz obciążenia lub wytwarzania;

c) liczba zdarzeń, w których doszło do pogorszenia warunków pracy systemu z powodu wyjątkowego zdarzenia awaryjnego;

d) liczba zdarzeń, o których mowa w lit. c), w których pogorszenie warunków pracy systemu nastąpiło w wyniku nieoczekiwanych rozbieżności prognoz obciążenia lub wytwarzania; oraz

e) liczba zdarzeń prowadzących do pogorszenia warunków pracy systemu ze względu na brak rezerw mocy czynnej.

5. Sprawozdania roczne muszą zawierać wyjaśnienia przyczyn incydentów o kategorii bezpieczeństwa pracy 2 i 3 zgodnie z klasyfikacją incydentów przyjętą przez ENTSO-E Wyjaśnienia te muszą się opierać na badaniu incydentów przez OSP, który to proces musi być określony w skali klasyfikacji incydentów. OSP muszą zawiadomić stosowne organy regulacyjne o badaniu w odpowiednim czasie, zanim zostanie ono wszczęte. Organy regulacyjne i Agencja mogą, na własne żądanie, uczestniczyć w badaniu.

Artykuł 16

Sprawozdanie roczne na temat regulacji mocy i częstotliwości

1. Do dnia 30 września ENTSO-E publikuje sprawozdanie roczne na temat regulacji mocy i częstotliwości w oparciu o informacje dostarczone przez OSP zgodnie z ust. 2. Sprawozdanie roczne na temat regulacji mocy i częstotliwości zawiera informacje wymienione w ust. 2 w odniesieniu do każdego państwa członkowskiego.

2. Począwszy od dnia 14 września 2018 r., OSP każdego państwa członkowskiego przekazują ENTSO-E, do dnia 1 marca każdego roku, następujące informacje dotyczące poprzedniego roku:

a) identyfikacja bloków LFC, obszarów LFC i obszarów monitorowania w państwie członkowskim;

b) identyfikacja bloków LFC, które nie znajdują się na terytorium państwa członkowskiego i które obejmują obszary LFC i obszary monitorowania znajdujące się w danym państwie członkowskim;

c) identyfikacja obszarów synchronicznych, do których należy każde państwo członkowskie;

d) dane dotyczące kryteriów oceny jakości częstotliwości dla każdego obszaru synchronicznego i każdego bloku LFC, o których mowa w lit. a), b) i c), co najmniej za każdy miesiąc dwóch poprzednich lat kalendarzowych;

e) zobowiązanie FCR i wstępne zobowiązanie FCR każdego OSP prowadzącego działalność w danym państwie członkowskim, za każdy miesiąc co najmniej dwóch poprzednich lat kalendarzowych; oraz

f) opis i data wdrożenia wszelkich środków łagodzących i wymogów dotyczących rampowania w celu złagodzenia deterministycznych odchyłek częstotliwości w poprzednim roku kalendarzowym zgodnie z art. 137 i 138, w których brały udział OSP danego państwa członkowskiego.

3. Dane przekazywane przez OSP muszą obejmować poprzedni rok. Informacje dotyczące obszarów synchronicznych, bloków LFC, obszarów LFC i obszarów monitorowania, o których mowa w lit. a), b) i c), podaje się jeden raz. W przypadku zmiany tych obszarów informacje te podaje się do dnia 1 marca następnego roku.

4. W stosownych przypadkach wszyscy OSP obszaru synchronicznego lub bloku LFC współpracują przy gromadzeniu danych wymienionych w ust. 2.

Artykuł 17

Sprawozdanie roczne na temat oceny koordynacji regionalnej

1. Do dnia 30 września ENTSO-E publikuje sprawozdanie roczne na temat oceny koordynacji regionalnej w oparciu o sprawozdania roczne na temat oceny koordynacji regionalnej przedstawione przez regionalnych koordynatorów bezpieczeństwa zgodnie z ust. 2, dokonuje oceny wszelkich kwestii związanych z interoperacyjnością i proponuje zmiany mające na celu poprawę efektywności i skuteczności koordynacji pracy systemu.

2. Do dnia 1 marca każdy regionalny koordynator bezpieczeństwa przygotowuje i przedkłada ENTSO-E sprawozdanie roczne, które zawiera następujące informacje dotyczące realizowanych przez niego zadań:

a) liczba zdarzeń, średni czas trwania i powody niewywiązania się z funkcji;

b) statystyki dotyczące ograniczeń, w tym ich czas trwania, miejsce i liczba wystąpień wraz z powiązanymi uruchomionymi działaniami zaradczymi i ich kosztami, jeśli takowe zostały poniesione;

c) liczba przypadków, w których OSP odmawiają wdrożenia działań zaradczych zalecanych przez regionalnego koordynatora bezpieczeństwa i ich powody;

d) liczba niezgodności wyłączeń stwierdzonych zgodnie z art. 80; oraz

e) opis przypadków, w których został stwierdzony brak wystarczalności regionalnej, a opis działań łagodzących został sporządzony.

3. Dane przekazywane ENTSO-E przez regionalnych koordynatorów bezpieczeństwa obejmują poprzedni rok.

CZĘŚĆ II

BEZPIECZEŃSTWO PRACY

TYTUŁ 1

WYMOGI DOTYCZĄCE BEZPIECZEŃSTWA PRACY

ROZDZIAŁ 1

Stany systemu, działania zaradcze i granice bezpieczeństwa pracy

Artykuł 18

Klasyfikacja stanów systemu

1. System przesyłowy znajduje się w stanie normalnym, gdy spełnione są wszystkie następujące warunki:

a) napięcie i przepływy mocy mieszczą się w granicach bezpieczeństwa pracy określonych zgodnie z art. 25;

b) częstotliwość spełnia następujące kryteria: (i) odchyłka częstotliwości systemu w stanie ustalonym mieści się w standardowym zakresie częstotliwości; lub (ii) wartość bezwzględna odchyłki częstotliwości systemu w stanie ustalonym jest nie większa niż maksymalna quasi-stacjonarna odchyłka częstotliwości w stanie ustalonym, a limity częstotliwości systemu ustanowione dla stanu alarmowego nie zostały osiągnięte;

c) rezerwy mocy czynnej i biernej są odpowiednie, aby wytrzymać zdarzenia awaryjne z wykazu zdarzeń awaryjnych określonego zgodnie z art. 33 bez naruszania granic bezpieczeństwa pracy;

d) funkcjonowanie obszaru regulacyjnego odpowiedniego OSP jest i pozostanie w granicach bezpieczeństwa pracy po uruchomieniu działań zaradczych w następstwie wystąpienia zdarzenia awaryjnego z wykazu zdarzeń awaryjnych określonego zgodnie z art. 33.

2. System przesyłowy znajduje się w stanie alarmowym, gdy:

a) napięcie i przepływy mocy mieszczą się w granicach bezpieczeństwa pracy określonych zgodnie z art. 25; oraz

b) rezerwa mocy OSP zostaje zmniejszona o więcej niż 20 % przez czas dłuższy niż 30 minut i nie ma środków do skompensowania tego zmniejszenia w pracy systemu w czasie rzeczywistym; lub

c) częstotliwość spełnia następujące kryteria: (i) wartość bezwzględna odchyłki częstotliwości systemu w stanie ustalonym jest nie większa niż maksymalna odchyłka częstotliwości w stanie ustalonym; oraz (ii) wartość bezwzględna odchyłki częstotliwości systemu w stanie ustalonym w sposób ciągły przekracza 50 % maksymalnej odchyłki częstotliwości w stanie ustalonym w okresie dłuższym niż czas aktywacji stanu alarmowego lub standardowego zakresu częstotliwości w okresie dłuższym niż czas odbudowy częstotliwości; lub

d) co najmniej jedno zdarzenie awaryjne z wykazu zdarzeń awaryjnych określonego zgodnie z art. 33 prowadzi do naruszenia granic bezpieczeństwa pracy OSP nawet po uruchomieniu działań zaradczych.

3. System przesyłowy znajduje się w stanie zagrożenia, gdy spełniony jest przynajmniej jeden z poniższych warunków:

a) występuje co najmniej jedno naruszenie granic bezpieczeństwa pracy OSP określonych zgodnie z art. 25;

b) częstotliwość nie spełnia kryteriów dla stanu normalnego i stanu alarmowego określonych zgodnie z ust. 1 i 2;

c) uruchomiono przynajmniej jeden środek z planu obrony systemu OSP;

d) wystąpiła awaria funkcjonowania narzędzi, środków i urządzeń określonych zgodnie z art. 24 ust. 1, skutkująca niedostępnością tych narzędzi, środków i urządzeń przez okres dłuższy niż 30 minut.

4. System przesyłowy znajduje się w stanie zaniku zasilania, gdy spełniony jest przynajmniej jeden z poniższych warunków:

a) utrata więcej niż 50 % odbioru na obszarze regulacyjnym odpowiedniego OSP;

b) całkowity brak napięcia przez co najmniej trzy minuty w obszarze regulacyjnym odpowiedniego OSP, skutkujący uruchomieniem planów odbudowy.

OSP z obszarów synchronicznych GB i IE/NI mogą przygotować propozycję określającą poziom utraty odbioru, przy którym system przesyłowy znajduje się w stanie zaniku zasilania. OSP z obszarów synchronicznych GB i IE/NI powiadamiają o takim przypadku ENTSO-E.

5. System przesyłowy znajduje się w stanie odbudowy systemu, gdy OSP znajdujący się w stanie zagrożenia lub w stanie zaniku zasilania zaczął uruchamiać środki ze swojego planu odbudowy.

Artykuł 19

Monitorowanie i określanie stanów systemu przez OSP

1. Każdy OSP określa w czasie rzeczywistym stan swojego systemu przesyłowego.

2. Każdy OSP monitoruje następujące parametry systemu przesyłowego w swoim obszarze regulacyjnym w czasie rzeczywistym, w oparciu o pomiary telemetryczne w czasie rzeczywistym lub wartości wyznaczone w ramach swojego obszaru obserwowalności, z uwzględnieniem danych strukturalnych i danych czasu rzeczywistego zgodnie z art. 42:

a) rozpływy mocy czynnej i mocy biernej;

b) napięcia na szynach zbiorczych;

c) częstotliwość i błąd regulacyjny odbudowy częstotliwości swojego obszaru regulacyjnego;

d) rezerwy mocy czynnej i mocy biernej; oraz

e) wytwarzanie i obciążenie.

3. Aby określić stan systemu, każdy OSP przeprowadza analizę zdarzeń awaryjnych przynajmniej raz na 15 minut, monitorując parametry systemu przesyłowego określone zgodnie z ust. 2 w odniesieniu do granic bezpieczeństwa pracy określonych zgodnie z art. 25 oraz kryteriów dla stanów systemu określonych zgodnie z art. 18. Każdy OSP monitoruje również poziom dostępnych rezerw w odniesieniu do rezerwy mocy. Przeprowadzając analizę zdarzeń awaryjnych, każdy OSP bierze pod uwagę skutki działań zaradczych i środków z planu obrony systemu.

4. Jeżeli system przesyłowy nie znajduje się w stanie normalnym oraz jeżeli ten stan systemu jest klasyfikowany jako stan rozległy, OSP:

a) informuje wszystkich OSP o stanie systemu przesyłowego za pośrednictwem narzędzia informatycznego wymiany danych w czasie rzeczywistym na szczeblu ogólnoeuropejskim; oraz

b) zapewnia przedmiotowym OSP dodatkowe informacje o elementach swojego systemu przesyłowego będących częścią obszaru obserwowalności innych OSP.

Artykuł 20

Działania zaradcze w czasie pracy systemu

1. Każdy OSP dokłada starań, aby jego system przesyłowy pozostawał w stanie normalnym, i odpowiada za zarządzanie naruszeniami bezpieczeństwa pracy. Aby osiągnąć ten cel, każdy OSP opracowuje, przygotowuje i uruchamia działania zaradcze z uwzględnieniem ich dostępności, czasu i zasobów potrzebnych do ich uruchomienia oraz wszelkich warunków zewnętrznych w stosunku do systemu przesyłowego o istotnym znaczeniu dla danego działania zaradczego.

2. Działania zaradcze stosowane przez OSP w czasie pracy systemu zgodnie z ust. 1 oraz z art. 21–23 niniejszego rozporządzenia muszą być spójne z działaniami zaradczymi uwzględnianymi w ramach wyznaczania zdolności przesyłowych zgodnie z art. 25 rozporządzenia (UE) 2015/1222.

Artykuł 21

Zasady i kryteria mające zastosowanie do działań zaradczych

1. Każdy OSP stosuje poniższe zasady przy uruchamianiu i koordynowaniu działań zaradczych zgodnie z art. 23:

a) w odniesieniu do naruszeń bezpieczeństwa pracy, które nie wymagają zarządzania w skoordynowany sposób, OSP opracowuje, przygotowuje i uruchamia działania zaradcze w celu przywrócenia systemu do stanu normalnego i zapobieżenia rozprzestrzenianiu się stanu alarmowego lub stanu zagrożenia poza obszar regulacyjny OSP z uwzględnieniem kategorii określonych w art. 22;

b) w odniesieniu do naruszeń bezpieczeństwa pracy, które wymagają zarządzania w skoordynowany sposób, OSP opracowuje, przygotowuje i uruchamia działania zaradcze w porozumieniu z innymi odpowiednimi OSP, przy zastosowaniu metod dotyczących skoordynowanego przygotowywania działań zaradczych, określonych w art. 76 ust. 1 lit. b), a także z uwzględnieniem zalecenia regionalnego koordynatora bezpieczeństwa zgodnie z art. 78 ust. 4.

2. Przy wyborze odpowiednich działań zaradczych każdy OSP stosuje następujące kryteria:

a) uruchomienie najbardziej skutecznych i efektywnych ekonomicznie działań zaradczych;

b) uruchomienie działań zaradczych w czasie jak najbardziej zbliżonym do czasu rzeczywistego, przy uwzględnieniu przewidywanego czasu uruchomienia i pilności sytuacji związanej z pracą systemu, którą takie działania mają rozwiązać;

c) rozważenie ryzyka wystąpienia awarii przy stosowaniu dostępnych działań zaradczych i ich wpływu na bezpieczeństwo pracy, np.: (i) ryzyka awarii lub zwarcia przy zmianie topologii; (ii) ryzyka wyłączeń spowodowanego zmianami mocy czynnej i biernej w modułach wytwarzania energii lub instalacjach odbiorczych; oraz (iii) ryzyka wadliwego działania spowodowanego zachowaniem urządzeń;

d) preferowanie działań zaradczych, które uwalniają największe międzyobszarowe zdolności przesyłowe na potrzeby alokacji zdolności przesyłowych, przy jednoczesnym zachowaniu wszystkich granic bezpieczeństwa pracy.

Artykuł 22

Kategorie działań zaradczych

1. Każdy OSP stosuje następujące kategorie działań zaradczych:

a) modyfikacja czasu trwania planowanego wyłączenia lub powrotu do pracy elementów systemu przesyłowego w celu osiągnięcia dyspozycyjności operacyjnej takich elementów systemu przesyłowego;

b) aktywny wpływ na rozpływy mocy poprzez: (i) zmiany zaczepów transformatorów; (ii) zmiany zaczepów przesuwników fazowych; (iii) modyfikacje topologii;

c) regulacja napięcia i zarządzanie mocą bierną poprzez: (i) zmiany zaczepów transformatorów elektroenergetycznych; (ii) załączanie baterii kondensatorów i dławików; (iii) załączanie urządzeń energoelektronicznych do regulacji napięcia i zarządzania mocą bierną; (iv) wydanie OSD przyłączonym do systemu przesyłowego i znaczącym użytkownikom sieci polecenia zablokowania automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej transformatorów lub uruchomienia w ich instalacjach działań zaradczych określonych w ppkt (i)–(iii), jeżeli pogorszenie jakości napięcia zagraża bezpieczeństwu pracy lub może prowadzić do załamania napięcia w systemie przesyłowym; (v) żądanie zmiany generowanej mocy biernej lub nastawy napięcia synchronicznych modułów wytwarzania energii przyłączonych do systemu przesyłowego; (vi) żądanie zmiany generowanej mocy biernej konwerterów niesynchronicznych modułów wytwarzania energii przyłączonych do systemu przesyłowego;

d) ponowne wyznaczenie międzyobszarowych zdolności przesyłowych na następny dzień i bieżący dzień zgodnie z rozporządzeniem (UE) 2015/1222;

e) redysponowanie użytkowników sieci przyłączonych do systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego w obszarze regulacyjnym OSP pomiędzy dwóch lub więcej OSP;

f) prowadzenie zakupów przeciwnych pomiędzy co najmniej dwoma obszarami rynkowymi;

g) korekta przepływów mocy czynnej przez systemy HVDC;

h) uruchomienie procedur zarządzania odchyłkami częstotliwości;

i) ograniczenie, zgodnie z art. 16 ust. 2 rozporządzenia (WE) nr 714/2009, wcześniej alokowanych międzyobszarowych zdolności przesyłowych w sytuacji awaryjnej, gdy wykorzystanie zdolności przesyłowych stanowi zagrożenie dla bezpieczeństwa pracy, wszyscy OSP w danym połączeniu międzysystemowym zgadzają się na taką korektę, a redysponowanie lub zakupy przeciwne nie są możliwe; oraz

j) w stosownych przypadkach, z uwzględnieniem stanu normalnego lub stanu alarmowego, ręczny zrzut obciążenia.

2. Jeżeli jest to konieczne i uzasadnione w celu utrzymania bezpieczeństwa pracy, każdy OSP może przygotować i uruchomić dodatkowe działania zaradcze. OSP musi zgłaszać i uzasadniać takie przypadki właściwemu organowi regulacyjnemu, a w stosownych przypadkach – państwu członkowskiemu, przynajmniej raz w roku po uruchomieniu dodatkowych działań zaradczych. Odpowiednie sprawozdania i uzasadnienia muszą być również publikowane. Komisja Europejska lub Agencja mogą zażądać od właściwego organu regulacyjnego przedłożenia dodatkowych informacji dotyczących uruchomienia dodatkowych działań zaradczych w przypadkach, gdy mają one wpływ na sąsiedni system przesyłowy.

Artykuł 23

Przygotowanie, uruchomienie i koordynacja działań zaradczych

1. Każdy OSP przygotowuje i uruchamia działania zaradcze zgodnie z kryteriami określonymi w art. 21 ust. 2, aby zapobiec pogorszeniu się stanu systemu, na podstawie następujących elementów:

a) monitorowanie i określanie stanów systemu zgodnie z art. 19;

b) analiza zdarzeń awaryjnych w czasie rzeczywistym zgodnie z art. 34; oraz

c) analiza zdarzeń awaryjnych w planowaniu operacyjnym zgodnie z art. 72.

2. Przygotowując i uruchamiając działanie zaradcze, w tym redysponowanie lub zakupy przeciwne zgodnie z art. 25 i 35 rozporządzenia (UE) 2015/1222 lub procedurę z planu obrony systemu OSP, która ma wpływ na innych OSP, właściwy OSP dokonuje, w porozumieniu z odpowiednimi OSP, oceny skutków takiego działania zaradczego lub takiego środka w swoim obszarze regulacyjnym i poza nim, zgodnie z art. 75 ust. 1, art. 76 ust. 1 lit. b) oraz art. 78 ust. 1, 2 i 4, a także przekazuje odpowiednim OSP informacje o takich skutkach.

3. Przygotowując i uruchamiając działania zaradcze, które mają wpływ na SGU i OSD przyłączonych do systemu przesyłowego, każdy OSP musi, jeżeli jego system przesyłowy znajduje się w stanie normalnym lub w stanie alarmowym, dokonać oceny skutków takich działań zaradczych w porozumieniu z zainteresowanymi SGU i OSD oraz wybrać działania zaradcze, które przyczyniają się do utrzymania stanu normalnego i bezpiecznej pracy wszystkich zainteresowanych stron. Każdy zainteresowany SGU i OSD przekazuje OSP wszystkie konieczne informacje do celów powyższego porozumienia.

4. Przygotowując i uruchamiając działania zaradcze, każdy OSP musi, jeżeli jego system przesyłowy nie znajduje się w stanie normalnym lub w stanie alarmowym, koordynować w możliwym stopniu takie działania zaradcze z zainteresowanymi SGU i OSD przyłączonymi do systemu przesyłowego w celu utrzymania bezpieczeństwa pracy i integralności systemu przesyłowego.

Jeżeli OSP uruchamia działanie zaradcze, wszyscy SGU i OSD przyłączeni do systemu przesyłowego, na których mają one wpływ, wykonują polecenia wydawane przez OSP.

5. Jeżeli ograniczenia mają jedynie skutki dla stanu lokalnego w obszarze regulacyjnym OSP i naruszenia bezpieczeństwa pracy nie muszą być zarządzane w skoordynowany sposób, OSP odpowiedzialny za zarządzanie nimi może podjąć decyzję o nieuruchomianiu kosztowych działań zaradczych w celu złagodzenia skutków.

Artykuł 24

Dostępność środków, narzędzi i urządzeń po stronie OSP

1. Każdy OSP zapewnia dostępność, niezawodność i rezerwowanie następujących elementów:

a) urządzenia do monitorowania stanu systemu przesyłowego, z uwzględnieniem aplikacji do estymacji stanu i urządzeń do regulacji mocy i częstotliwości;

b) środki służące dla przełączania wyłączników, wyłączników sprzęgłowych, przełączników zaczepów transformatora i innych urządzeń służących do sterowania elementami systemu przesyłowego;

c) środki łączności z punktami dyspozytorskimi innych OSP i RSC;

d) narzędzia do analizy bezpieczeństwa pracy; oraz

e) narzędzia i środki łączności potrzebne OSP do ułatwiania transgranicznych operacji rynkowych.

2. Jeżeli narzędzia, środki i urządzenia OSP, o których mowa w ust. 1, mają wpływ na OSD lub SGU przyłączonych do systemu przesyłowego, którzy biorą udział w zapewnianiu usług bilansujących, usług systemowych lub w obronie systemu lub w odbudowie systemu lub w zapewnianiu danych operacyjnych w czasie rzeczywistym zgodnie z art. 44, 47, 50, 51 i 52, właściwy OSP i przedmiotowi OSD oraz SGU współpracują ze sobą i prowadzą koordynację, aby określić i zapewnić dostępność, niezawodność i rezerwowanie takich narzędzi, środków i urządzeń.

3. W terminie 18 miesięcy po wejściu w życie niniejszego rozporządzenia każdy OSP przyjmuje plan ciągłości działania określający jego reakcje na utratę krytycznych narzędzi, środków i urządzeń, zawierający postanowienia dotyczące ich utrzymania, wymiany i rozwoju. Każdy OSP weryfikuje i w razie potrzeby aktualizuje swój plan ciągłości działania przynajmniej raz w roku, a w każdym razie po każdej istotnej zmianie krytycznych narzędzi, środków i urządzeń lub istotnych warunków pracy systemu. OSP udostępnia części planu ciągłości działania, które dotyczą OSD i SGU, odpowiednim OSD i SGU.

Artykuł 25

Wymogi dotyczące granic bezpieczeństwa pracy

1. Każdy OSP określa granice bezpieczeństwa pracy dla każdego elementu swojego systemu przesyłowego, biorąc pod uwagę przynajmniej następujące charakterystyki fizyczne:

a) limity napięciowe zgodnie z art. 27;

b) limity prądu zwarciowego zgodnie z art. 30; oraz

c) limity prądowe pod względem obciążalności cieplnej, z uwzględnieniem przejściowych dopuszczalnych przeciążeń.

2. Przy określaniu granic bezpieczeństwa pracy każdy OSP uwzględnia możliwości SGU w celu zapobiegania sytuacjom, w których zakresy napięcia i limity częstotliwości w stanie normalnym i stanie alarmowym doprowadziłyby do ich odłączenia.

3. W przypadku zmian jednego z elementów systemu przesyłowego każdy OSP weryfikuje i w razie konieczności aktualizuje granice bezpieczeństwa pracy.

4. Dla każdego połączenia równoległego każdy OSP uzgadnia z sąsiednimi OSP wspólne granice bezpieczeństwa pracy zgodnie z ust. 1.

Artykuł 26

Plan bezpieczeństwa do celów ochrony infrastruktury krytycznej

1. Każdy OSP określa, biorąc pod uwagę art. 5 dyrektywy Rady 2008/114/WE (10), poufny plan bezpieczeństwa zawierający ocenę ryzyka elementów będących własnością OSP lub eksploatowanych przez OSP, obejmujący scenariusze największych zagrożeń fizycznych lub cybernetycznych określone przez państwo członkowskie.

2. Plan bezpieczeństwa musi uwzględniać potencjalny wpływ na wzajemnie połączone europejskie systemy przesyłowe oraz zawierać środki organizacyjne i fizyczne mające na celu złagodzenie zidentyfikowanych zagrożeń.

3. Każdy OSP dokonuje regularnie przeglądu planu bezpieczeństwa w celu uwzględnienia scenariuszy zagrożeń i odzwierciedlenia rozwoju systemu przesyłowego.

ROZDZIAŁ 2

Regulacja napięcia i zarządzanie mocą bierną

Artykuł 27

Obowiązki wszystkich OSP w zakresie limitów napięciowych

1. Zgodnie z art. 18 każdy OSP dokłada starań w celu zapewnienia utrzymania napięcia podczas stanu normalnego w stanie ustalonym w punktach przyłączenia systemu przesyłowego w zakresach określonych w tabelach 1 i 2 w załączniku II.

2. Jeżeli właściwy OSP w Hiszpanii wymaga, zgodnie z art. 16 ust. 2 rozporządzenia (UE) 2016/631, aby moduły wytwarzania energii podłączone do napięcia znamionowego o wartościach od 300 kV do 400 kV pozostawały przyłączone w zakresie napięcia od 1,05 do 1,0875 pu przez nieokreślony czas, właściwy OSP w Hiszpanii uwzględnia taki dodatkowy zakres napięcia przy spełnianiu wymogów ust. 1.

3. Każdy OSP określa wartości bazowe napięcia na jednostkę względną (pu).

4. Każdy OSP dokłada starań w celu zapewnienia utrzymania napięcia podczas stanu normalnego i po wystąpieniu zdarzenia awaryjnego w ramach szerszych zakresów napięcia przez określony czas pracy, jeżeli istnieje porozumienie dotyczące tych szerszych zakresów napięcia z OSD przyłączonymi do systemu przesyłowego, właścicielami zakładów wytwarzania energii zgodnie z art. 16 ust. 2 rozporządzenia (UE) 2016/631 lub właścicielami systemów HVDC zgodnie z art. 18 rozporządzenia (UE) 2016/1447.

5. Każdy OSP uzgadnia z OSD przyłączonymi do systemu przesyłowego i znaczącymi użytkownikami sieci przyłączonymi do systemu przesyłowego zakresy napięcia w punktach przyłączenia o napięciu niższym niż 110 kV, jeżeli takie zakresy napięcia są istotne dla utrzymania granic bezpieczeństwa pracy. Każdy OSP dokłada starań w celu zapewnienia utrzymania napięcia w ustalonym zakresie podczas stanu normalnego i po wystąpieniu zdarzenia awaryjnego.

Artykuł 28

Obowiązki SGU dotyczące regulacji napięcia i zarządzania mocą bierną w czasie pracy systemu

1. W terminie 3 miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wszyscy SGU, którzy są modułami wytwarzania energii przyłączonymi do systemu przesyłowego niepodlegającymi przepisom art. 16 rozporządzenia (UE) 2016/631 lub którzy są systemami HVDC niepodlegającymi przepisom art. 18 rozporządzenia (UE) 2016/1447, informują swojego OSP o swoich zdolnościach w porównaniu z wymogami w zakresie napięcia określonymi w art. 16 rozporządzenia (UE) 2016/631 lub w art. 18 rozporządzenia (UE) 2016/1447, deklarując swoje zdolności w zakresie napięcia i czasu, który mogą wytrzymać bez odłączenia.

2. SGU, którzy są instalacjami odbiorczymi podlegającymi wymogom art. 3 rozporządzenia (UE) 2016/1388, nie mogą się odłączać z powodu zakłócenia mieszczącego się w zakresach napięcia, o których mowa w art. 27. W terminie 3 miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia SGU, którzy są instalacjami odbiorczymi przyłączonymi do systemu przesyłowego niepodlegającymi przepisom art. 3 rozporządzenia (UE) 2016/1388, informują swojego OSP o swoich zdolnościach w odniesieniu do wymogów w zakresie napięcia określonych w załączniku II do rozporządzenia (UE) 2016/1388, deklarując swoje zdolności w zakresie napięcia i czasu, który mogą wytrzymać bez odłączenia.

3. Każdy SGU, który jest instalacją odbiorczą przyłączoną do systemu przesyłowego, utrzymuje nastawy mocy biernej, zakresy współczynnika mocy i nastawy napięcia na potrzeby regulacji napięcia, w zakresie uzgodnionym ze swoim OSP zgodnie z art. 27.

Artykuł 29

Obowiązki wszystkich OSP dotyczące regulacji napięcia i zarządzania mocą bierną w czasie pracy systemu

1. Jeżeli napięcie w punkcie przyłączenia do systemu przesyłowego wykracza poza zakresy określone w tabelach 1 i 2 w załączniku II do niniejszego rozporządzenia, każdy OSP stosuje działania zaradcze w zakresie regulacji napięcia i zarządzania mocą bierną zgodnie z art. 22 ust. 1 lit. c) niniejszego rozporządzenia, aby przywrócić napięcie w punkcie przyłączenia w zakresie określonym w załączniku II i w przedziale czasu określonym w art. 16 rozporządzenia (UE) 2016/631 i art. 13 rozporządzenia (UE) 2016/1388.

2. Każdy OSP uwzględnia w swojej analizie bezpieczeństwa pracy wartości napięcia, przy których SGU przyłączeni do systemu przesyłowego niepodlegający wymogom rozporządzenia (UE) 2016/631 lub rozporządzenia (UE) 2016/1388 mogą zostać odłączeni.

3. Każdy OSP zapewnia rezerwę mocy biernej o odpowiedniej wielkości i odpowiednim czasie reakcji, w celu utrzymania napięć w swoim obszarze regulacyjnym i na połączeniach wzajemnych w zakresach określonych w załączniku II.

4. OSP połączeni za pomocą połączeń równoległych wspólnie określają odpowiedni sposób regulacji napięcia w celu zapewnienia przestrzegania wspólnych granic bezpieczeństwa pracy określonych zgodnie z art. 25 ust. 4.

5. Każdy OSP uzgadnia z każdym OSD przyłączonym do systemu przesyłowego nastawy mocy biernej, zakresy współczynnika mocy i nastawy napięcia na potrzeby regulacji napięcia w punkcie przyłączenia między OSP i OSD zgodnie z art. 15 rozporządzenia (UE) 2016/1388. Aby zagwarantować, że powyższe parametry zostaną utrzymane, każdy OSD przyłączony do systemu przesyłowego wykorzystuje swoje zasoby mocy biernej i ma prawo do wydawania poleceń dotyczących regulacji napięcia SGU przyłączonym do systemu dystrybucyjnego.

6. Każdy OSP jest uprawniony do korzystania ze wszystkich dostępnych zdolności w zakresie mocy biernej przyłączonych do systemu przesyłowego w obrębie swojego obszaru regulacyjnego na potrzeby efektywnego zarządzania mocą bierną i utrzymania zakresów napięcia określonych w tabelach 1 i 2 w załączniku II do niniejszego rozporządzenia.

7. Każdy OSP, bezpośrednio lub pośrednio, w porozumieniu z OSD przyłączonym do systemu przesyłowego, prowadzi ruch źródeł mocy biernej w ramach swojego obszaru regulacyjnego, włącznie z blokowaniem automatycznej regulacji napięcia/mocy biernej transformatorów, zmniejszaniem napięcia i odłączaniem odbiorów przy niskim napięciu, w celu zachowania granic bezpieczeństwa pracy i zapobiegania załamaniu napięcia w systemie przesyłowym.

8. Każdy OSP określa działania w zakresie regulacji napięcia w porozumieniu z SGU i OSD przyłączonymi do systemu przesyłowego oraz z sąsiednimi OSP.

9. Jeżeli jest to istotne dla regulacji napięcia i zarządzania mocą bierną systemu przesyłowego, OSP może, w porozumieniu z OSD, zażądać od SGU przyłączonego do systemu dystrybucyjnego wykonania poleceń dotyczących regulacji napięcia.

ROZDZIAŁ 3

Zarządzanie prądem zwarciowym

Artykuł 30

Prąd zwarciowy

Każdy OSP określa:

a) maksymalną wartość prądu zwarciowego, przy której następuje przekroczenie znamionowej zdolności wyłączników liniowych i innych urządzeń; oraz

b) minimalną wartość prądu zwarciowego na potrzeby prawidłowego działania urządzeń automatyki zabezpieczeniowej.

Artykuł 31

Obliczenia zwarciowe i powiązane działania

1. Każdy OSP wyznacza wartość prądu zwarciowego w celu oceny wpływu sąsiednich OSP i SGU przyłączonych do systemu przesyłowego oraz systemów dystrybucyjnych przyłączonych do systemu przesyłowego, w tym zamkniętych systemów dystrybucyjnych, na poziomy prądów zwarciowych w systemie przesyłowym. W przypadku gdy system dystrybucyjny przyłączony do systemu przesyłowego, w tym zamknięty system dystrybucyjny, ma wpływ na poziomy prądu zwarciowego, uwzględnia się go przy wyznaczaniu wartości prądu zwarciowego systemu przesyłowego.

2. Przy wyznaczaniu wartości prądu zwarciowego każdy OSP:

a) korzysta z najdokładniejszych dostępnych danych o wysokiej jakości;

b) uwzględnia normy międzynarodowe; oraz

c) jako podstawę do wyznaczenia maksymalnej wartości prądu zwarciowego uwzględnia takie warunki pracy, które zapewniają najwyższy możliwy poziom prądu zwarciowego, w t