PT Jornal Oficial da União Europeia L 220/1

REGULAMENTO (UE) 2017/1485 DA COMISSÃO

de 2 de agosto de 2017

que estabelece orientações sobre a operação de redes de transporte de eletricidade

(Texto relevante para efeitos do EEE)

A COMISSÃO EUROPEIA,

Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia,

Tendo em conta o Regulamento (CE) n.o 714/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, relativo às condições de acesso à rede para o comércio transfronteiriço de eletricidade e que revoga o Regulamento (CE) n.o 1228/2003 (1), nomeadamente o artigo 18.o, n.o 3, alínea d), e o artigo 18.o, n.o 5,

Considerando o seguinte:

(1) Um mercado interno da energia plenamente funcional e interligado é essencial para manter a segurança do fornecimento energético, aumentar a competitividade e garantir que todos os consumidores podem adquirir energia a preços acessíveis.

(2) O Regulamento (CE) n.o 714/2009 estabelece regras não-discriminatórias que regulam o acesso à rede para o comércio transfronteiriço de eletricidade, a fim de assegurar o bom funcionamento do mercado interno de eletricidade.

(3) Devem ser estabelecidas regras harmonizadas relativas à operação da rede aplicáveis aos operadores de rede de transporte («ORT»), aos operadores de rede de distribuição («ORD») e aos utilizadores de rede significativos («URS»), a fim de proporcionar um quadro jurídico claro para a operação das redes, facilitar o comércio de eletricidade na União Europeia, garantir a segurança das redes, garantir a disponibilidade dos dados e informações necessários e a troca desses dados entre os ORT e entre estes e as outras partes interessadas, facilitar a integração das fontes de energia renováveis, permitir uma utilização mais eficiente da rede e aumentar a concorrência, em benefício dos consumidores.

(4) A fim de garantir a segurança operacional da rede de transporte interligada, é essencial definir uma série de requisitos mínimos comuns para a operação das redes na União Europeia, para a cooperação transfronteiriça entre ORT e para a utilização das características pertinentes dos ORD e URS ligados.

(5) Os ORT devem respeitar os requisitos mínimos comuns relativos aos procedimentos necessários para preparar a operação em tempo real, para desenvolver modelos de rede e apresentar modelos de rede comuns, para facilitar a utilização eficiente e coordenada das medidas corretivas necessárias na operação em tempo real a fim de manter a estabilidade, qualidade e segurança operacionais da rede de transporte interligada e para apoiar um funcionamento eficiente do mercado interno europeu da eletricidade e facilitar a integração de fontes de energia renováveis.

(6) Embora existam já várias iniciativas de cooperação regional voluntária promovidas pelos ORT nas operações de rede, é necessária uma coordenação formal entre ORT para operar a rede de transporte da União, a fim de responder à transformação do mercado da eletricidade da União Europeia. As regras de operação das redes previstas no presente regulamento exigem um enquadramento institucional que preveja o reforço da coordenação entre ORT, incluindo a participação obrigatória destes nos coordenadores de segurança regionais («CSR»). Os requisitos comuns previstos no presente regulamento para o estabelecimento dos coordenadores de segurança regionais e das tarefas que lhes incumbem constituem um primeiro passo de reforço da integração e coordenação regionais da operação das redes e devem facilitar a consecução dos objetivos do Regulamento (CE) n.o 714/2009 e oferecer maiores garantias de segurança do fornecimento na União.

(7) O presente regulamento deve estabelecer um quadro para a cooperação obrigatória dos ORT por meio da nomeação de CSR. Os CSR devem formular recomendações aos ORT da região de cálculo da capacidade para que tenham sido nomeados. Os ORT devem decidir individualmente se acolhem ou não as recomendações do CSR. O ORT deve continuar a ser responsável pela manutenção da segurança operacional na sua zona de controlo.

(8) São necessárias regras relativas à formação e certificação operacional para garantir que o pessoal dos operadores de rede e outro pessoal operacional estão convenientemente habilitados e dispõem da formação necessária e que o pessoal dos operadores de rede interveniente na operação em tempo real dispõe de certificação para operar a rede de transporte com segurança em todas as situações operacionais. As regras de formação e certificação reforçam e formalizam as boas práticas existentes entre ORT e asseguram que todos os ORT da União aplicam, pelo menos, os padrões mínimos.

(9) Os requisitos de monitorização e ensaios operacionais visam assegurar o correto funcionamento dos elementos da rede de transporte, da rede de distribuição e do equipamento dos utilizadores da rede. Para minimizar perturbações da estabilidade, do funcionamento e da eficiência económica da rede interligada, é necessário planear e coordenar os ensaios operacionais.

(10) Dado que as indisponibilidades planeadas também influenciam a estabilidade da rede fora das zonas de controlo do ORT, o ORT em causa deve, no âmbito do planeamento operacional, verificar a viabilidade dessas indisponibilidades em cada período de operação e, se necessário, coordenar as indisponibilidades com os outros ORT, os ORD e os URS quando os impactos destas nos trânsitos transfronteiriços afetem a segurança operacional das redes de transporte.

(11) Os processos operacionais e de programação necessários para antever dificuldades de segurança operacional em tempo real e preparar as medidas corretivas pertinentes compreendem trocas de dados adequadas e tempestivas. Essas trocas não devem, portanto, ser dificultadas por quaisquer entraves entre os diversos intervenientes.

(12) Um dos processos mais críticos para garantir segurança operacional com elevada qualidade e fiabilidade é o controlo potência-frequência («CPF»). Só se consegue um controlo potência-frequência efetivo se os ORT e os ORD com reserva ligada cooperarem entre si na operação, como entidade única, das redes de transporte interligadas e se os módulos geradores dos fornecedores e as instalações de consumo dos fornecedores cumprirem os requisitos técnicos mínimos necessários.

(13) As disposições relativas ao controlo potência-frequência e às reservas visam estabelecer requisitos claros, objetivos e harmonizados para os ORT, os ORD com reserva ligada, os módulos geradores dos fornecedores e as instalações de consumo dos fornecedores, que assegurem a segurança das redes e contribuam para que o mercado interno da eletricidade funcione com eficiência e em condições não-discriminatórias e de concorrência efetiva. As disposições relativas ao controlo potência-frequência e às reservas proporcionam o quadro técnico necessário para o desenvolvimento de mercados de compensação transfronteiriços.

(14) A fim de garantir a qualidade da frequência comum da rede, é essencial definir uma série de princípios e requisitos mínimos comuns relativos a controlo potência-frequência e de reservas à escala da União, como base para a cooperação transfronteiriça entre ORT e, se for caso disso, para a utilização de características das redes ligadas de produção, consumo e distribuição. Nesse desiderato, o presente regulamento incide nas regras estruturais e operacionais do controlo potência-frequência, bem com nas metas e critérios de qualidade, no dimensionamento das reservas, na troca, partilha e distribuição de reservas e na monitorização relativos a esse controlo.

(15) As zonas síncronas não terminam nas fronteiras da União, podendo estender-se ao território de países terceiros. A União, os Estados-Membros e os ORT devem zelar pela operação segura da rede em todas as zonas síncronas da União. Para isso, devem apoiar os países terceiros na aplicação de regras similares às estabelecidas no presente regulamento. A REORT para a Eletricidade deve facilitar a cooperação com vista à operação segura da rede entre os ORT da União e os ORT dos países terceiros.

(16) Em conformidade com o artigo 8.o do Regulamento (CE) n.o 713/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho (2), a Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia («Agência») deve tomar uma decisão no caso de as entidades reguladoras competentes não conseguirem chegar a um acordo sobre os termos e condições, ou as metodologias, comuns.

(17) O presente regulamento foi elaborado em estreita cooperação com a Agência, a REORT para a Eletricidade e as partes interessadas, tendo em vista a adoção transparente e participativa de normas eficazes, equilibradas e proporcionadas. Em conformidade com o artigo 18.o, n.o 3, do Regulamento (CE) n.o 714/2009, a Comissão deve consultar a Agência, a REORT para a Eletricidade e outras partes interessadas antes de propor alterações do presente regulamento.

(18) As medidas previstas no presente regulamento estão em conformidade com o parecer do Comité a que se refere o artigo 23.o, n.o 1, do Regulamento (CE) n.o 714/2009,

ADOTOU O PRESENTE REGULAMENTO:

PARTE I

DISPOSIÇÕES GERAIS

Artigo 1.o

Objeto

Tendo em vista garantir segurança operacional, qualidade de frequência e eficiência na utilização da rede interligada e dos recursos, o presente regulamento estabelece orientações pormenorizadas nos seguintes domínios:

a) Requisitos e princípios relativos à segurança operacional;

b) Regras e responsabilidades relativas à coordenação e à troca de dados entre ORT, entre ORT e ORD e entre ORT ou ORD e URS no planeamento operacional e na operação em tempo quase real;

c) Regras relativas à formação e à certificação do pessoal dos operadores de rede;

d) Requisitos relativos à coordenação de indisponibilidades;

e) Requisitos relativos à programação entre zonas de controlo dos ORT; e

f) Regras relativas ao estabelecimento de um quadro da União no domínio do controlo potência-frequência e das reservas.

Artigo 2.o

Âmbito de aplicação

1. Os requisitos e regras estabelecidos no presente regulamento aplicam-se aos seguintes URS:

a) Módulos geradores já existentes ou novos módulos geradores classificados nos tipos B, C e D, em conformidade com os critérios estabelecidos no artigo 5.o do Regulamento (UE) 2016/631 da Comissão (3);

b) Instalações de consumo ligadas à rede de transporte já existentes ou novas;

c) Redes de distribuição fechadas ligadas à rede de transporte já existentes ou novas;

d) Instalações de consumo, redes de distribuição fechadas e partes terceiras, já existentes ou novos, se fornecerem resposta do consumo diretamente ao ORT, de acordo com os critérios estabelecidos no artigo 27.o do Regulamento (UE) 2016/1388 da Comissão (4);

e) Fornecedores de redespacho de módulos geradores ou de instalações de consumo por meio de agregação e fornecedores de reserva de potência ativa, em conformidade com a parte IV, título 8, do presente regulamento; e

f) Sistemas de corrente contínua em alta tensão («CCAT») já existentes ou novos, de acordo com os critérios estabelecidos no artigo 3.o, n.o 1, do Regulamento (UE) 2016/1447 da Comissão (5).

2. O presente regulamento aplica-se a todas as redes de transporte, redes de distribuição e interligações na União e a todos os coordenadores de segurança regionais, exceto redes de transporte e redes de distribuição, ou partes das redes de transporte ou das redes de distribuição, situados em ilhas de Estados-Membros cujas redes não estejam a operar de forma síncrona com a zona síncrona Europa Continental (CE), Grã-Bretanha (GB), Nórdica, Irlanda e Irlanda do Norte (IE/NI) ou Báltico.

3. Nos Estados-Membros em que exista mais do que um operador de rede de transporte, o presente regulamento aplica-se a todos os operadores de rede de transporte do Estado-Membro em causa. Se houver ORT sem funções relevantes para uma ou mais obrigações decorrentes do presente regulamento, os Estados-Membros podem, no regime de regulação nacional, estipular que a responsabilidade pelo cumprimento de uma, algumas ou todas as obrigações decorrentes do presente regulamento por parte de ORT seja atribuída a um ou mais operadores de rede de transporte específicos.

4. Enquanto operarem em modo síncrono numa zona síncrona na qual nem todos os países estejam sujeitos à legislação da União, e salvo disposição em contrário num acordo de cooperação com ORT de países terceiros que estabeleça bases de cooperação para a operação segura da rede nos termos do artigo 13.o, os ORT da Lituânia, da Letónia e da Estónia estão isentos da aplicação das disposições enumeradas no anexo I do presente regulamento.

5. Se couber a um operador de rede competente que não seja ORT estabelecer os requisitos previstos no presente regulamento, os Estados-Membros podem estabelecer que incumba ao ORT fazê-lo.

Artigo 3.o

Definições

1. Para efeitos do presente regulamento, aplicam-se as definições do artigo 2.o do Regulamento (CE) n.o 714/2009, do artigo 2.o do Regulamento (UE) 2015/1222 da Comissão (6), do artigo 2.o do Regulamento (UE) 2016/631, do artigo 2.o do Regulamento (UE) 2016/1388, do artigo 2.o do Regulamento (UE) 2016/1447, do artigo 2.o do Regulamento (UE) 2016/1719 da Comissão (7), do artigo 2.o do Regulamento (UE) n.o 543/2013 da Comissão (8) sobre a apresentação e a publicação de dados dos mercados da eletricidade e do artigo 2.o da Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho (9).

2. São igualmente aplicáveis as seguintes definições:

(1) Por «segurança operacional» entende-se a capacidade de uma rede de transporte de permanecer num estado normal ou de a ele regressar o mais rapidamente possível, caracterizada por limites de segurança operacional;

(2) Por «congestionamento» entende-se uma situação em que, para respeitar limites de segurança operacional, é necessário preparar e ativar uma medida corretiva;

(3) Por «regime N» entende-se uma situação em que nenhum elemento da rede de transporte está indisponível devido à ocorrência de uma contingência;

(4) Por «lista de contingências» entende-se a lista de contingências a simular para ensaiar o cumprimento dos limites de segurança operacional;

(5) Por «estado normal» entende-se um regime na qual a rede está dentro dos limites de segurança operacional no regime N e após a ocorrência de uma contingência da lista de contingências, tido em conta o efeito das medidas corretivas disponíveis;

(6) Por «reservas de contenção da frequência» ou «RCF» entendem-se as reservas de potência ativa disponíveis para conter a frequência da rede após a ocorrência de um desvio;

(7) Por «reservas de restabelecimento da frequência» ou «RRF» entendem-se as reservas de potência ativa disponíveis para restabelecer a frequência nominal na rede e para repor no valor programado o equilíbrio elétrico de uma zona síncrona constituída por mais do que uma zona de controlo potência-frequência;

(8) Por «reservas de reposição» ou «RR» entendem-se as reservas de potência ativa disponíveis para restabelecer ou apoiar o nível de RRF exigido, a fim de preparar a rede para desvios adicionais, reservas de produção incluídas;

(9) Por «fornecedor de reserva» entende-se uma pessoa coletiva com a obrigação legal ou contratual de fornecer RCF, RRF ou RR a partir de, pelo menos, uma unidade fornecedora de reserva ou um grupo fornecedor de reserva;

(10) Por «unidade fornecedora de reserva» entende-se um módulo gerador ou uma unidade de consumo ou um agregado de módulos geradores e/ou unidades de consumo ligado a um ponto de ligação comum, que preencha os requisitos para fornecimento de RCF, RRF ou RR;

(11) Por «grupo fornecedor de reserva» entende-se um agregado de módulos geradores, unidades de consumo e/ou unidades fornecedoras de reserva ligado a mais do que um ponto de ligação, que preencha os requisitos para fornecimento de RCF, RRF ou RR;

(12) Por «zona de controlo potência-frequência» ou «zona CPF» entende-se uma parte ou a totalidade de uma zona síncrona, fisicamente delimitada por pontos de medição em interligações com outras zonas CPF, operada por um ou mais ORT que respeitem as obrigações de controlo potência-frequência;

(13) Por «tempo de restabelecimento da frequência» entende-se, no caso das zonas síncronas com apenas uma zona CPF, o tempo máximo, após a ocorrência de um desvio de potência instantâneo inferior ou igual ao incidente de referência, no qual é expectável que a frequência da rede regresse à gama de restabelecimento da frequência ou, no caso das zonas síncronas com mais de uma zona CPF, o tempo máximo, após a ocorrência de um desvio de potência instantâneo numa das zonas CPF, no qual é expectável que o desvio seja compensado;

(14) Por «critério (N-1)» entende-se a regra de acordo com a qual os elementos que permanecem em funcionamento numa determinada zona de controlo do ORT, após a ocorrência de uma contingência, são capazes de se adaptar à nova situação operacional sem violação dos limites de segurança operacional;

(15) Por «regime (N-1)» entende-se uma situação da rede de transporte na qual ocorreu uma contingência da lista de contingências;

(16) Por «reserva de potência ativa» entendem-se as reservas de compensação disponíveis para manter a frequência;

(17) Por «estado de alerta» entende-se o estado do sistema no qual este está dentro dos limites de segurança operacional, mas foi detetada uma contingência da lista de contingências e as medidas corretivas disponíveis não são suficientes para, caso ocorra a contingência, manter o estado normal;

(18) Por «bloco de controlo potência-frequência» ou «bloco CPF» entende-se uma parte ou a totalidade de uma zona síncrona, fisicamente delimitada por pontos de medição em interligações com outros blocos CPF, constituída por uma ou mais zonas CPF, operada por um ou mais ORT que respeitem as obrigações de controlo potência-frequência;

(19) Por «erro de controlo de zona» ou «ECZ» entende-se a soma do erro de controlo de potência («ΔP») — dado pela diferença, em tempo real, entre o valor instantâneo medido da potência nas interligações em tempo real («P») e o programa de controlo («P0») da zona CPF ou bloco CPF em causa — com o erro de controlo de frequência («K*Δf») — dado pelo produto do fator K pelo desvio de frequência dessa zona CPF ou desse bloco CPF; por conseguinte, ECZ = ΔP+K*Δf;

(20) Por «programa de controlo» entende-se uma sequência de valores de valores de controlo para o saldo da troca de potência de uma zona CPF ou de um bloco CPF por interligações de corrente alternada;

(21) Por «controlo de tensão» entendem-se as ações de controlo manuais ou automáticas no nó de produção, nos nós terminais das linhas de corrente alternada ou dos sistemas CCAT ou exercidas sobre transformadores, ou outros meios, destinadas a manter a regulação do nível de tensão ou da potência reativa;

(22) Por «estado de apagão» entende-se o estado do sistema no qual cessou a operação de uma parte ou da totalidade da rede de transporte;

(23) Por «contingência interna» entende-se uma contingência na zona de controlo do ORT, interligações incluídas;

(24) Por «contingência externa» entende-se uma contingência fora da zona de controlo do ORT (interligações igualmente excluídas) cujo fator de influência exceda o limiar de influência de contingência;

(25) Por «fator de influência» entende-se o valor numérico utilizado para quantificar o maior efeito, em qualquer elemento da rede de transporte, da indisponibilidade de um elemento da rede de transporte situado fora da zona de controlo do ORT (interligações igualmente excluídas), em termos de variação de trânsitos de energia ou de variação de tensão causada pela indisponibilidade; quanto maior for esse valor, maior será o efeito;

(26) Por «limiar de influência de contingência» entende-se o valor-limite numérico com o qual se comparam os fatores de influência e em relação ao qual se considera que uma contingência com fator de influência superior ao dito limiar, ocorrida fora da zona de controlo do ORT, tem impacto significativo na zona de controlo do ORT, interligações incluídas;

(27) Por «análise de contingências» entende-se uma simulação por computador de contingências da lista de contingências;

(28) Por «tempo crítico de eliminação de defeito» entende-se o tempo máximo de persistência do defeito durante o qual a rede de transporte se mantém em operação estável;

(29) Por «defeito» entende-se qualquer tipo de curto-circuito (monofásico, bifásico, trifásico, com ou sem terra), um condutor partido, um circuito interrompido ou uma ligação intermitente, do qual resulte indisponibilidade permanente do elemento de rede de transporte afetado;

(30) Por «elemento de rede de transporte» entende-se qualquer componente da rede de transporte;

(31) Por «perturbação» entende-se um acontecimento não-planeado passível de alterar o estado normal da rede de transporte;

(32) Por «estabilidade dinâmica» entende-se um termo que inclui a estabilidade angular do rotor, a estabilidade da frequência e a estabilidade da tensão;

(33) Por «avaliação da estabilidade dinâmica» entende-se uma avaliação de segurança operacional em termos de estabilidade dinâmica;

(34) Por «estabilidade da frequência» entende-se a capacidade da rede de transporte de manter uma frequência estável no regime N e após ter sofrido uma perturbação;

(35) Por «estabilidade da tensão» entende-se a capacidade da rede de transporte de manter tensões aceitáveis em todos os nós da rede de transporte no regime N e após a ocorrência de uma perturbação;

(36) Por «estado do sistema» entende-se o estado de operação da rede de transporte em relação aos limites de segurança operacional, podendo ser estado normal, estado de alerta, estado de emergência, estado de apagão ou estado de reposição;

(37) Por «estado de emergência» entende-se o estado do sistema no qual um ou mais limites de segurança operacional são violados;

(38) Por «estado de reposição» entende-se o estado do sistema no qual o objetivo de todas as atividades na rede de transporte é restabelecer a operação da rede e manter a segurança operacional, após um estado de apagão ou de emergência;

(39) Por «contingência excecional» entende-se a ocorrência simultânea de múltiplas contingências com a mesma causa;

(40) Por «desvio de frequência» entende-se a diferença, positiva ou negativa, entre a frequência real e a frequência nominal da zona síncrona;

(41) Por «frequência da rede» entende-se a frequência elétrica da rede mensurável em todas as partes da zona síncrona, no pressuposto de um valor coerente em toda a rede numa escala temporal de segundos, verificando-se apenas pequenas diferenças entre os diferentes locais de medição;

(42) Por «processo de restabelecimento da frequência» ou «PRF» entende-se um processo que visa restabelecer a frequência nominal da rede e, no caso das zonas síncronas constituídas por mais do que uma zona CPF, um processo que visa repor o equilíbrio elétrico no valor programado;

(43) Por «erro de controlo no restabelecimento da frequência» ou «ECRF» entende-se o erro de controlo no processo de restabelecimento da frequência (PRF); é igual ao erro de controlo de zona (ECZ) da zona CPF ou, se esta corresponder geograficamente à zona síncrona, ao desvio de frequência;

(44) Por «programa» entende-se uma série de referência de valores representativos da produção, do consumo e da troca de eletricidade num determinado período;

(45) Por «fator K de uma zona CPF ou de um bloco CPF» entende-se um valor, expresso em megawatts por hertz (MW/Hz), tão próximo quanto na prática seja possível do (ou maior do que o) quociente entre a soma do autocontrolo da produção, da autorregulação do consumo e da contribuição da reserva de contenção da frequência e o desvio máximo de frequência em regime permanente;

(46) Por «estado local» entende-se a qualificação de um estado de alerta, de emergência ou de apagão quando não haja risco de que as consequências extravasem da zona de controlo, interligações ligadas à zona de controlo incluídas;

(47) Por «desvio máximo de frequência em regime permanente» entende-se o desvio máximo de frequência que é de esperar após a ocorrência de um desvio igual ou inferior ao incidente de referência em face do qual foi projetado que a frequência da rede se estabilize;

(48) Por «zona de observabilidade» entendem-se a rede de transporte de um ORT e as partes relevantes de redes de distribuição e das redes de transporte dos ORT vizinhos nas quais o ORT em causa põe em prática modelos e monitorização em tempo real para manter a segurança operacional na sua zona de controlo, interligações incluídas;

(49) Por «ORT vizinhos» entendem-se os ORT diretamente ligados através de, pelo menos, uma interligação em corrente alternada ou em corrente contínua;

(50) Por «análise de segurança operacional» entende-se toda a gama de atividades informatizadas, manuais e automáticas realizadas para avaliar a segurança operacional da rede de transporte e determinar as medidas corretivas necessárias para manter a segurança operacional;

(51) Por «indicadores de segurança operacional» entendem-se os indicadores utilizados pelos ORT para monitorizar a segurança operacional em termos de estados do sistema e de defeitos e perturbações com incidências na segurança operacional;

(52) Por «classificação de segurança operacional» entende-se a classificação utilizada pelos ORT na monitorização da segurança operacional com base nos indicadores de segurança operacional;

(53) Por «ensaios operacionais» entendem-se os ensaios efetuados por um ORT ou ORD para manutenção, para desenvolvimento de práticas de operação da rede e formação e para obtenção de informações sobre o comportamento da rede de transporte em condições de rede anormais, assim como os ensaios efetuados com propósitos análogos por utilizadores de rede significativos nas suas instalações;

(54) Por «contingência ordinária» entende-se a ocorrência de uma contingência numa injeção ou num ramal;

(55) Por «contingência fora de gama» entende-se a ocorrência simultânea de múltiplas contingências sem uma causa comum ou a perda de módulos geradores com perda total de capacidade de produção superior ao incidente de referência;

(56) Por «taxa de rampa» entende-se a taxa de variação de potência ativa de um módulo gerador, instalação de consumo ou sistema CCAT;

(57) Por «reserva de potência reativa» entende-se a potência reativa disponível para manter a tensão;

(58) Por «incidente de referência» entende-se o desvio instantâneo máximo de potência, positivo ou negativo, entre a produção e o consumo numa zona síncrona que foi considerado no dimensionamento da reserva de contenção da frequência (RCF);

(59) Por «estabilidade angular do rotor» entende-se a capacidade de máquinas síncronas de se manterem sincronizadas no regime N e após terem sido sujeitas a uma perturbação;

(60) Por «plano de segurança» entende-se o plano que contém uma avaliação de riscos dos ativos críticos do ORT nos principais cenários de ameaças físicas ou informáticas, complementada por uma avaliação dos impactos potenciais;

(61) Por «limites de estabilidade» entendem-se as fronteiras de operação da rede de transporte que permitem respeitar os limites de estabilidade da tensão, estabilidade angular do rotor e estabilidade da frequência;

(62) Por «estado de área alargada» entende-se a qualificação de um estado de alerta, de emergência ou de apagão quando haja risco de propagação para as redes de transporte interligadas;

(63) Por «plano de segurança de rede» entendem-se as medidas técnicas e organizativas a tomar para evitar a propagação ou o agravamento de uma perturbação numa rede de transporte, a fim de evitar estados de perturbação de área alargada e estados de apagão;

(64) Por «topologia» entendem-se os dados de conectividade dos diversos elementos da rede de transporte ou da rede de distribuição numa subestação; inclui a configuração elétrica e a posição dos disjuntores e dos seccionadores;

(65) Por «sobrecargas transitórias admissíveis» entendem-se as sobrecargas temporárias de elementos da rede de transporte que são admissíveis durante um período limitado e que, desde que a duração e os limiares definidos sejam respeitados, não causam danos físicos aos elementos da rede de transporte;

(66) Por «interligação virtual» entende-se uma entrada adicional dos controladores das zonas CPF envolvidas, cujo efeito é idêntico ao de um valor medido de uma interligação física e que permite a troca de energia elétrica entre as zonas respetivas;

(67) Por «sistemas de transmissão flexíveis de corrente alternada» ou «STFCA» entendem-se os equipamentos de transporte de energia elétrica em corrente alternada que visam uma maior controlabilidade e uma maior capacidade de transferência de potência ativa;

(68) Por «adequação» entende-se a capacidade de as alimentações a uma zona satisfazerem o consumo da zona em causa;

(69) Por «programa externo líquido agregado» entende-se um programa representativo da agregação líquida de todos os programas de ORT externos e programas comerciais externos entre duas zonas de programação ou entre uma zona de programação e um grupo de zonas de programação;

(70) Por «plano de disponibilidade» entende-se a combinação de todos os estados de disponibilidade planeados de um ativo relevante num determinado período;

(71) Por «estado de disponibilidade» entende-se a capacidade de um módulo gerador, elemento de rede ou instalação de consumo de fornecer um serviço durante um determinado período, esteja ou não em funcionamento;

(72) Por «tempo quase real» entende-se o lapso de tempo, não superior a 15 minutos, entre a hora de encerramento do último intradiário e o tempo real;

(73) Por «programa de consumo» entende-se um programa representativo do consumo de uma instalação de consumo ou do consumo de um grupo de instalações de consumo;

(74) Por «plataforma de dados de planeamento operacional da REORT para a Eletricidade» entendem-se o equipamento e os programas de aplicação desenvolvidos para armazenar, trocar e gerir os dados utilizados nos processos de planeamento operacional entre ORT;

(75) Por «programa comercial externo» entende-se um programa representativo das trocas comerciais de eletricidade entre os participantes no mercado das diferentes zonas de programação;

(76) Por «programa de ORT externo» entende-se um programa representativo das trocas de eletricidade entre ORT das diferentes zonas de programação;

(77) Por «indisponibilidade forçada» entende-se a retirada não-planeada de serviço de um ativo relevante por qualquer razão urgente fora do controlo operacional do operador do ativo em causa;

(78) Por «programa de produção» entende-se um programa representativo da produção de eletricidade de um módulo gerador ou grupo de módulos geradores;

(79) Por «programa comercial interno» entende-se um programa representativo das trocas comerciais de eletricidade, numa zona de programação, entre participantes no mercado;

(80) Por «ativo relevante interno» entende-se um ativo relevante integrado na zona de controlo de um ORT ou um ativo relevante situado numa rede de distribuição, incluindo redes de distribuição fechadas, ligado direta ou indiretamente à zona de controlo do ORT em causa;

(81) Por «posição líquida de corrente alternada na zona» entende-se a agregação líquida de todos os programas de corrente alternada externos da zona em causa;

(82) Por «região de coordenação de indisponibilidades» entende-se uma combinação das zonas de controlo para as quais os ORT definem procedimentos de monitorização e, se necessário, coordenação do estado de disponibilidade dos ativos relevantes em qualquer período de operação;

(83) Por «instalação de consumo relevante» entende-se uma instalação de consumo que participa na coordenação de indisponibilidades e cujo estado de disponibilidade influencia a segurança operacional transfronteiriça;

(84) Por «ativo relevante» entende-se qualquer instalação de consumo relevante, módulo gerador relevante ou elemento de rede relevante que participe na coordenação de indisponibilidades;

(85) Por «elemento de rede relevante» entende-se qualquer componente de uma rede de transporte, interligações incluídas, ou de uma rede de distribuição, incluindo redes de distribuição fechadas, como uma linha, um circuito, um transformador, um transformador desfasador ou uma instalação de compensação de tensões, que participe na coordenação de indisponibilidades e cujo estado de disponibilidade influencie a segurança operacional transfronteiriça;

(86) Por «incompatibilidade de planeamento de indisponibilidades» entende-se o regime no qual a combinação do estado de disponibilidade de um ou mais elementos de rede relevantes, módulos geradores relevantes e/ou instalações de consumo relevantes e da melhor estimativa da situação prevista da rede elétrica leva à violação dos limites de segurança operacional, atentas as medidas corretivas sem custos à disposição do ORT;

(87) Por «agente de planeamento de indisponibilidades» entende-se uma entidade incumbida de planear o estado de disponibilidade de um módulo gerador relevante, instalação de consumo relevante ou elemento de rede relevante;

(88) Por «módulo gerador relevante» entende-se um módulo gerador que participa na coordenação de indisponibilidades e cujo estado de disponibilidade influencia a segurança operacional transfronteiriça;

(89) Por «coordenador de segurança regional» ou «CSR» entendem-se a entidade ou entidades, da propriedade ou sob controlo de ORT, de uma ou mais regiões de cálculo da capacidade que realiza(m) tarefas relacionadas com a coordenação dos ORT ao nível regional;

(90) Por «agente de programação» entendem-se a entidade ou entidades incumbida(s) de apresentarem programas dos participantes no mercado a ORT ou, se for caso disso, a partes terceiras;

(91) Por «zona de programação» entende-se uma zona na qual, por necessidades operacionais ou organizativas, vigoram obrigações dos ORT relativas a programação;

(92) Por «para a semana seguinte» entende-se na semana que precede a semana civil em vigor na operação;

(93) Por «para o ano seguinte» entende-se no ano que precede o ano civil em vigor na operação;

(94) Por «ORT afetado» entende-se um ORT que, para fins de análise e manutenção da segurança operacional, necessita de informações sobre a troca de reservas e/ou a partilha de reservas e/ou o processo de compensação de desvios e/ou o processo de ativação transfronteiriça;

(95) Por «capacidade em reserva» entende-se a quantidade de RCF, RRF ou RR de que o ORT tem de dispor;

(96) Por «troca de reservas» entende-se a possibilidade de um ORT de ter acesso a capacidade em reserva ligada a outra zona CPF, a outro bloco CPF ou a outra zona síncrona para cumprir os seus requisitos de reservas resultantes do seu processo de dimensionamento de RCF, RRF ou RR, sendo essa capacidade em reserva exclusivamente para o ORT em causa, não sendo tida em conta por nenhum outro ORT para cumprir os requisitos de reservas resultantes do processo de dimensionamento de reservas respetivo;

(97) Por «partilha de reservas» entende-se um mecanismo no âmbito do qual vários ORT têm em conta a mesma capacidade em reserva, seja ela RCF, RRF ou RR, para cumprir os requisitos de reservas respetivos resultantes dos correspondentes processos de dimensionamento de reservas;

(98) Por «tempo de desencadeamento do estado de alerta» entende-se o tempo decorrido antes da ativação do estado de alerta;

(99) Por «RRF automática» entende-se reserva de restabelecimento da frequência ativável por um dispositivo de controlo automático;

(100) Por «tempo de ativação de RRF automática» entende-se o período decorrido entre a regulação de um novo valor de controlo pelo controlador de restabelecimento da frequência e o início do fornecimento físico de RRF automática;

(101) Por «tempo de plena ativação de RRF automática» entende-se o período decorrido entre a regulação de um novo valor de controlo pelo controlador de restabelecimento da frequência e a correspondente ativação ou desativação automática de RRF;

(102) Por «ECRF médio» entendem-se os dados que constituem o valor médio do ECRF instantâneo registado de uma zona CPF ou de um bloco CPF num determinado período medido;

(103) Por «ORT fornecedor de capacidade de controlo» entende-se o ORT que desencadeia a ativação da sua capacidade em reserva para um ORT recetor de capacidade de controlo, nas condições estabelecidas num acordo de partilha de reservas;

(104) Por «ORT recetor de capacidade de controlo» entende-se o ORT que calcula a capacidade em reserva tomando em consideração a capacidade em reserva acessível através de um ORT fornecedor de capacidade de controlo, nas condições estabelecidas num acordo de partilha de reservas;

(105) Por «processo de aplicação de critérios» entende-se o processo de cálculo dos valores-padrão da zona síncrona, do bloco CPF e da zona CPF com base nos dados obtidos no processo de recolha e fornecimento de dados;

(106) Por «processo de recolha e fornecimento de dados» entende-se o processo de reunião da série de dados necessária para aplicar os critérios de avaliação da qualidade da frequência;

(107) Por «processo de ativação transfronteiriça de RRF» entende-se um processo acordado entre os ORT nele participantes que tem em conta a ativação de RRF ligada noutra zona CPF corrigindo em conformidade a entrada dos PRF envolvidos;

(108) Por «processo de ativação transfronteiriça de RR» entende-se um processo acordado entre os ORT nele participantes que tem em conta a ativação de RR ligada noutra zona CPF corrigindo em conformidade a entrada dos PRR envolvidos;

(109) Por «incidente de dimensionamento» entende-se o maior desvio instantâneo, positivo ou negativo, de potência ativa que se prevê possa ocorrer num bloco CPF;

(110) Por «desvio de tempo elétrico» entende-se a discrepância temporal entre o tempo síncrono e o tempo universal coordenado (TUC);

(111) Por «desvio de frequência de plena ativação de RCF» entende-se o valor nominal do desvio de frequência ao qual a reserva de contenção da frequência é plenamente ativada numa zona síncrona;

(112) Por «tempo de plena ativação de RCF» entende-se o período decorrido entre a ocorrência do incidente de referência e a correspondente ativação plena de reserva de contenção da frequência;

(113) Por «obrigação de RCF» entende-se a parte da reserva de contenção da frequência total que é da responsabilidade de um determinado ORT;

(114) Por «processo de contenção da frequência» ou «PCF» entende-se um processo que visa estabilizar a frequência da rede através da compensação dos desvios por meio das reservas apropriadas;

(115) Por «processo de acoplamento de frequências» entende-se um processo acordado entre os ORT de duas zonas síncronas que permite coordenar a ativação de RCF por meio de uma adaptação dos trânsitos CCAT entre elas;

(116) Por «parâmetro definidor de qualidade de frequência» entendem-se as principais variáveis de frequência da rede que definem os princípios da qualidade da frequência;

(117) Por «valor-padrão de qualidade de frequência» entende-se o principal valor-alvo de frequência da rede, com base no qual se avaliam os processos de ativação de RCF, RRF e RR no estado normal;

(118) Por «critérios de avaliação de qualidade de frequência» entende-se a série de cálculos com base em medições da frequência da rede que permite avaliar a qualidade da frequência da rede comparativamente aos valores-padrão de qualidade de frequência;

(119) Por «dados de avaliação de qualidade de frequência» entende-se a série de dados que permite calcular os critérios de avaliação da qualidade da frequência;

(120) Por «gama de recuperação da frequência» entende-se, nas zonas síncronas GB e IE/NI, a gama de frequências de rede à qual, após a ocorrência de um desvio igual ou inferior ao incidente de referência, é expectável que a frequência da rede regresse em não mais do que o tempo de recuperação da frequência;

(121) Por «tempo de recuperação da frequência» entende-se, nas zonas síncronas GB e IE/NI, o tempo máximo, após a ocorrência de um desvio igual ou inferior ao incidente de referência, no qual é expectável que a frequência da rede regresse ao intervalo de desvio máximo de frequência em regime permanente;

(122) Por «gama de restabelecimento da frequência» entende-se, nas zonas síncronas GB, IE/NI e Nórdica, a gama de frequências de rede à qual, após a ocorrência de um desvio igual ou inferior ao incidente de referência, é expectável que a frequência da rede regresse em não mais do que o tempo de restabelecimento da frequência;

(123) Por «valores-padrão de ECRF» entendem-se as principais variáveis-alvo dos blocos CPF com base nas quais se estabelecem e avaliam os critérios de dimensionamento de RRF e RR do bloco em causa e que são utilizadas para refletir o comportamento do bloco CPF em operação normal;

(124) Por «troca de energia para restabelecimento da frequência» entende-se a energia intercambiada entre zonas CPF no processo de ativação transfronteiriça de RRF;

125) Por «valor de regulação de frequência» entende-se o valor-alvo de frequência utilizado no PRF, definido como a soma da frequência nominal da rede e de um valor de compensação necessário para reduzir o desvio do tempo elétrico;

(126) Por «requisitos de disponibilidade de RRF» entende-se a série de requisitos definidos pelos ORT de um bloco CPF no tocante à disponibilidade de RRF;

(127) Por «regras de dimensionamento de RRF» entendem-se as especificações do processo de dimensionamento de RRF de um bloco CPF;

(128) Por «processo de compensação de desvios» entende-se um processo acordado entre ORT que, tomando em consideração os ECRF respetivos, assim como a RRF ativada, e corrigindo em conformidade a injeção dos PRF envolvidos, permite evitar a ativação simultânea de RRF em sentidos opostos;

(129) Por «troca de energia para compensação de desvios» entende-se a energia trocada entre zonas CPF no âmbito do processo de compensação de desvios;

(130) Por «obrigação de RCF inicial» entende-se a quantidade de reserva de contenção da frequência atribuída a um ORT com base numa chave de repartição;

(131) Por «dados de frequência instantâneos» entende-se uma série de medições de dados da frequência global da rede na zona síncrona, com periodicidade de medição igual ou inferior a um segundo, utilizada para efeitos de avaliação da qualidade da frequência da rede;

(132) Por «desvio de frequência instantâneo» entende-se uma série de medições de dados de desvios da frequência global da rede na zona síncrona, com periodicidade de medição igual ou inferior a um segundo, utilizada para efeitos de avaliação da qualidade da frequência da rede;

(133) Por «dados ECRF instantâneos» entende-se uma série de medições de dados de erro de controlo no restabelecimento da frequência num bloco CPF, com periodicidade de medição igual ou inferior a 10 segundos, utilizada para efeitos de avaliação da qualidade da frequência da rede;

(134) Por «gama nível 1 de ECRF» entende-se a primeira gama utilizada para efeitos de avaliação da qualidade da frequência da rede ao nível dos blocos CPF, na qual o erro de controlo no restabelecimento da frequência deve manter-se durante uma percentagem especificada do tempo;

(135) Por «gama nível 2 de ECRF» entende-se a segunda gama utilizada para efeitos de avaliação da qualidade da frequência da rede ao nível dos blocos CPF, na qual o ECRF deve manter-se durante uma percentagem especificada do tempo;

(136) Por «acordo operacional de bloco CPF» entende-se um acordo multipartido entre os ORT de um bloco CPF, caso este seja operado por mais do que um ORT, ou uma metodologia operacional ao nível do bloco, a adotar unilateralmente pelo ORT em causa se o bloco for operado apenas por esse ORT;

(137) Por «troca de energia de reposição» entende-se a energia intercambiada entre zonas CPF no processo de ativação transfronteiriça de reserva de reposição;

(138) Por «desvios de bloco CPF» entende-se a soma do ECRF, da ativação de RRF e da ativação de RR no bloco CPF com a troca de energia para compensação de desvios, a troca de energia para restabelecimento da frequência e a troca de energia de reposição do bloco CPF em causa com outros blocos CPF;

(139) Por «monitor de bloco CPF» entende-se um ORT responsável pela recolha dos dados necessários para a aplicação dos critérios de avaliação da qualidade da frequência e pela aplicação destes últimos no bloco CPF em causa;

(140) Por «estrutura de controlo potência-frequência» entende-se a estrutura básica, tendo em conta todos os aspetos relevantes, do controlo potência-frequência, nomeadamente no tocante às responsabilidades e obrigações respetivas e aos tipos e finalidades das reservas de potência ativa;

(141) Por «estrutura de responsabilidade de processos» entende-se a estrutura de responsabilidades e obrigações no tocante às reservas de potência ativa, com base na estrutura de controlo da zona síncrona;

(142) Por «estrutura de ativação de processos» entende-se a estrutura de categorias dos processos, no tocante aos diversos tipos de reservas de potência ativa, em termos de finalidade e de ativação;

(143) Por «tempo de plena ativação de RRF manual» entende-se o período decorrido entre a mudança de valor de regulação e a correspondente ativação ou desativação manual da RRF;

(144) Por «desvio de frequência instantâneo máximo» entende-se o valor absoluto máximo expectável do desvio de frequência instantâneo, após a ocorrência de um desvio igual ou inferior ao incidente de referência, acima do qual são ativadas medidas de emergência;

(145) Por «zona de monitorização» entende-se uma parte ou a totalidade de uma zona síncrona, fisicamente delimitada por pontos de medição em interligações com outras zonas de monitorização, operada por um ou mais ORT que respeitem as obrigações de uma zona de monitorização;

(146) Por «pré-qualificação» entende-se o processo de verificação da conformidade de uma unidade fornecedora de reserva ou de um grupo fornecedor de reserva com os requisitos estabelecidos pelo ORT;

(147) Por «período de rampa» entende-se um período definido por um ponto inicial fixo e por um lapso de tempo durante o qual a entrada ou emissão de potência ativa aumenta ou diminui;

(148) Por «ORT instrutor de reserva» entende-se o ORT responsável pela transmissão, à unidade fornecedora de reserva ou ao grupo fornecedor de reserva, da instrução de ativação da RRF e/ou da RR;

(149) Por «ORD com reserva ligada» entende-se o ORD responsável pela rede de distribuição à qual está ligada uma unidade fornecedora de reserva ou um grupo fornecedor de reserva que fornece reservas a um ORT;

(150) Por «ORT de ligação de reserva» entende-se o ORT responsável pela zona de monitorização à qual uma unidade fornecedora de reserva ou um grupo fornecedor de reserva estão ligados;

(151) Por «ORT recetor de reserva» entende-se o ORT participante na troca com um ORT de ligação de reserva e/ou com uma unidade fornecedora de reserva ou um grupo fornecedor de reserva ligados a outra zona de monitorização ou zona CPF;

(152) Por «processo de reposição de reserva» ou «PRR» entende-se um processo de restabelecimento da RRF ativada e, adicionalmente (GB e IE/NI), de restabelecimento da RCF ativada;

(153) Por «requisitos de disponibilidade de RR» entendem-se os requisitos definidos pelos ORT de um bloco CPF no que respeita à disponibilidade de RR;

(154) Por «regras de dimensionamento de RR» entendem-se as especificações do processo de dimensionamento de RR de um bloco CPF;

(155) Por «gama de frequências padrão» entende-se um intervalo simétrico, centrado na frequência nominal, no interior do qual é suposto situar-se a frequência de rede da zona síncrona em causa;

(156) Por «desvio de frequência padrão» entende-se o valor absoluto de desvio de frequência que delimita a gama de frequências padrão;

(157) Por «desvio de frequência em regime permanente» entende-se o valor absoluto de desvio de frequência após a ocorrência de um desvio, uma vez estabilizada a frequência da rede;

(158) Por «monitor de zona síncrona» entende-se um ORT responsável pela recolha dos dados necessários para a aplicação dos critérios de avaliação da qualidade da frequência e pela aplicação destes últimos na zona síncrona em causa; e

(159) Por «processo de controlo de tempo» entende-se um processo de controlo do tempo no qual é realizada uma ação de controlo destinada a repor a zero o desvio de tempo elétrico entre o tempo síncrono e o tempo universal coordenado (TUC).

Artigo 4.o

Objetivos e aspetos de regulação

1. O presente regulamento tem os seguintes objetivos:

a) Estabelecer princípios e requisitos comuns de segurança operacional;

b) Estabelecer princípios comuns de planeamento operacional das redes interligadas;

c) Estabelecer estruturas de controlo e processos de controlo potência-frequência comuns;

d) Garantir condições que salvaguardem a segurança operacional em toda a União;

e) Garantir condições que permitam manter um nível de qualidade da frequência em todas as zonas síncronas da União;

f) Promover a coordenação na operação da rede e no planeamento operacional;

g) Garantir e reforçar a transparência e a fiabilidade das informações relativas à operação da rede de transporte;

h) Contribuir para um desenvolvimento e uma operação eficientes da rede de transporte de eletricidade e do setor da eletricidade na União.

2. Ao aplicarem o presente regulamento, os Estados-Membros, as autoridades competentes e os operadores de rede devem:

a) Aplicar os princípios da proporcionalidade e da não-discriminação;

b) Garantir transparência;

c) Aplicar o princípio da otimização simultânea da mais elevada eficiência global e do menor custo total para todas as partes envolvidas;

d) Assegurar que os ORT recorrem, o mais possível, aos mecanismos de mercado para garantir a segurança e a estabilidade das redes;

e) Respeitar a responsabilidade atribuída ao ORT em causa de modo a garantir a segurança da rede, nomeadamente conforme exigido pela legislação nacional;

f) Consultar os operadores de rede de distribuição («ORD») em causa e ter em conta os impactos potenciais nas redes destes; e

g) Ter em consideração as normas europeias e especificações técnicas acordadas.

Artigo 5.o

Termos e condições ou metodologias dos ORT

1. Os ORT definem os termos e condições ou as metodologias exigidos pelo presente regulamento e submetem-nos à aprovação das entidades reguladoras competentes, em conformidade com o artigo 6.o, n.os 2 e 3, ou à aprovação da entidade designada pelo Estado-Membro, em conformidade com o artigo 6.o, n.o 4, dentro dos prazos previstos no presente regulamento.

2. Sempre que uma proposta de termos e condições ou de metodologias em conformidade com o presente regulamento tenha de ser elaborada e aceite por mais do que um ORT, os ORT envolvidos devem trabalhar em estreita colaboração. Os ORT, com a assistência da REORT para a Eletricidade, informam regularmente as entidades reguladoras e a Agência dos progressos realizados na definição destes termos e condições ou metodologias.

3. Se não for possível chegar a consenso entre os ORT, as decisões destes sobre as propostas de termos e condições ou de metodologias em conformidade com o artigo 6.o, n.o 2, são tomadas por maioria qualificada. A maioria qualificada para a adoção de propostas em conformidade com o artigo 6.o, n.o 2, é uma maioria:

a) Constituída por ORT que representam, pelo menos, 55 % dos Estados-Membros; e

b) Constituída por ORT que representam um conjunto de Estados-Membros cuja população é igual ou superior a 65 % da população da União.

4. A minoria de bloqueio para as decisões em conformidade com o artigo 6.o, n.o 2, tem de incluir ORT que representem, pelo menos, quatro Estados-Membros; se tal não se verificar, considera-se que foi alcançada uma maioria qualificada.

5. Se as regiões em causa forem compostas por mais do que cinco Estados-Membros e não for possível chegar a consenso entre os ORT, as decisões destes sobre as propostas de termos e condições ou de metodologias em conformidade com o artigo 6.o, n.o 3 são tomadas por maioria qualificada. A maioria qualificada para a adoção de propostas em conformidade com o artigo 6.o, n.o 3, é uma maioria:

a) Constituída por ORT que representam, pelo menos, 72 % dos Estados-Membros em causa; e

b) Constituída por ORT que representam um conjunto de Estados-Membros cuja população é igual ou superior a 65 % da população da região em causa.

6. A minoria de bloqueio para as decisões em conformidade com o artigo 6.o, n.o 3, tem de incluir ORT que representem mais de 35 % da população dos Estados-Membros envolvidos e ainda ORT que representem, pelo menos, mais um Estado-Membro em causa; se tal não se verificar, considera-se que foi alcançada uma maioria qualificada.

7. As decisões dos ORT sobre as propostas de termos e condições ou de metodologias em conformidade com o artigo 6.o, n.o 3, relativas a regiões compostas por cinco ou menos Estados-Membros, devem ser tomadas por consenso.

8. Para as decisões dos ORT em conformidade com os n.os 3 e 4, é atribuído um voto a cada Estado-Membro. Caso existam dois ou mais ORT no território de um Estado-Membro, este deve repartir os direitos de voto pelos ORT.

9. Se não apresentarem uma proposta de termos e condições ou de metodologias às entidades reguladoras, em conformidade com o artigo 6.o, n.os 2 e 3, ou às entidades designadas pelos Estados-Membros, em conformidade com o artigo 6.o, n.o 4, dentro do prazo estabelecido no presente regulamento, os ORT devem facultar às entidades reguladoras competentes e à Agência os projetos relevantes dos termos e condições ou metodologias e explicar o que os impediu de chegarem a um acordo. A Agência informa a Comissão e, em cooperação com as entidades reguladoras competentes, a pedido da Comissão, investiga as razões que motivaram essa incapacidade, informando a Comissão do que apurar. A Comissão toma as medidas adequadas para tornar possível a adoção dos termos e condições ou metodologias necessários, no prazo máximo de quatro meses a contar da data de receção da informação da Agência.

Artigo 6.o

Aprovação de termos e condições ou de metodologias dos ORT

1. Cada entidade reguladora é responsável pela aprovação dos termos e condições ou metodologias elaborados pelos ORT em conformidade com os n.os 2 e 3. Compete à entidade designada pelo Estado-Membro aprovar os termos e condições ou metodologias elaborados pelos ORT em conformidade com o n.o 4. Salvo disposição em contrário do Estado-Membro, a entidade designada é a entidade reguladora.

2. As propostas relativas aos seguintes termos e condições ou metodologias carecem de aprovação das entidades reguladoras da União, podendo o Estado-Membro facultar um parecer à entidade reguladora em causa:

a) Requisitos, funções e responsabilidades organizativos fundamentais relativos à troca de dados referentes a segurança operacional, em conformidade com o artigo 40.o, n.o 6;

b) Metodologia de construção de modelos de rede comuns, em conformidade com o artigo 67.o, n.o 1, e o artigo 70.o;

c) Metodologia de coordenação da análise de segurança operacional, em conformidade com o artigo 75.o.

3. As propostas relativas aos seguintes termos e condições ou metodologias carecem de aprovação das entidades reguladoras da região em causa, podendo o Estado-Membro facultar um parecer à entidade reguladora em causa:

a) Metodologia, por zona síncrona, para a definição da inércia mínima, em conformidade com o artigo 39.o, n.o 3, alínea b);

b) Disposições comuns, por região de cálculo da capacidade, para a coordenação da segurança operacional a nível regional, em conformidade com o artigo 76.o;

c) Metodologia, pelo menos por zona síncrona, de avaliação da relevância de ativos na coordenação de indisponibilidades, em conformidade com o artigo 84.o;

d) Metodologias, condições e valores incluídos nos acordos operacionais de zona síncrona previstos no artigo 118.o, relativos ao seguinte: i) Parâmetros definidores de qualidade de frequência e valor-padrão de qualidade de frequência, em conformidade com o artigo 127.o; ii) Regras de dimensionamento de RCF, em conformidade com o artigo 153.o; iii) Propriedades adicionais da RCF, em conformidade com o artigo 154.o, n.o 2.o; iv) No caso das zonas síncronas GB e IE/NI, as medidas destinadas a assegurar a recuperação dos reservatórios de energia, em conformidade com o artigo 156.o, n.o 6, alínea b); v) No caso das zonas síncronas CE e Nórdica, o período mínimo de ativação que os fornecedores de RCF têm de garantir, em conformidade com o artigo 156.o, n.o 10; vi) No caso das zonas síncronas CE e Nórdica, as hipóteses e a metodologia para a análise de custos-benefícios, em conformidade com o artigo 156.o, n.o 11; vii) No caso das zonas síncronas diversas da zona síncrona CE, e se for caso disso, os limites para a troca de RCF entre ORT, em conformidade com o artigo 163.o, n.o 2; viii) No caso das zonas síncronas GB e IE/NI, a metodologia para determinação do fornecimento mínimo de capacidade em reserva de RCF entre zonas síncronas, em conformidade com o artigo 174.o, n.o 2, alínea b); ix) Limites à troca de RRF entre zonas síncronas definidos em conformidade com o artigo 176.o, n.o 1, e limites à partilha de RRF entre zonas síncronas definidos em conformidade com o artigo 177.o, n.o 1; x) Limites à troca de RR entre zonas síncronas definidos em conformidade com o artigo 178.o, n.o 1, e limites à partilha de RR entre zonas síncronas definidos em conformidade com o artigo 179.o, n.o 1.

e) Metodologias e condições incluídas nos acordos operacionais de bloco CPF previstos no artigo 119.o, relativas ao seguinte: i) Restrições de rampa aplicáveis à emissão de potência ativa, em conformidade com o artigo 137.o, n.os 3 e 4; ii) Medidas de coordenação para redução do ECRF, em conformidade com o artigo 152.o, n.o 14; iii) Medidas de redução do ECRF por solicitação de alterações da produção ou do consumo de potência ativa de módulos geradores e de unidades de consumo, em conformidade com o artigo 152.o, n.o 16; iv) Regras de dimensionamento da RRF, em conformidade com o artigo 157.o, n.o 1.

f) Medidas de atenuação, por zona síncrona ou bloco CPF, em conformidade com o artigo 138.o;

g) Proposta comum, por zona síncrona, relativa ao estabelecimento dos blocos CPF, em conformidade com o artigo 141.o, n.o 2.

4. Salvo disposição em contrário do Estado-Membro, os seguintes termos e condições ou metodologias carecem de aprovação individual da entidade designada pelo Estado-Membro em conformidade com o n.o 1:

a) No caso das zonas síncronas GB e IE/NI, a proposta de cada ORT especificando o nível de quebra de consumo ao qual a rede de transporte passa ao estado de apagão;

b) Âmbito da troca de dados com os ORD e os utilizadores de rede significativos, em conformidade com o artigo 40.o, n.o 5;

c) Requisitos adicionais aplicáveis aos grupos fornecedores de RCF, em conformidade com o artigo 154.o, n.o 3;

d) Exclusão de grupos fornecedores de RCF do fornecimento de reserva de contenção da frequência, em conformidade com o artigo 154.o, n.o 4;

e) No caso das zonas síncronas CE e Nórdica, a proposta relativa ao período mínimo de ativação transitório que os fornecedores de RCF têm de assegurar, proposto pelo ORT em conformidade com o artigo 156.o, n.o 9;

f) Requisitos técnicos das reservas de restabelecimento da frequência definidos pelo ORT, em conformidade com o artigo 158.o, n.o 3;

g) Recusa do fornecimento de reserva de restabelecimento da frequência por grupos fornecedores de RRF, em conformidade com o artigo 159.o, n.o 7;

h) Requisitos técnicos relativos à ligação de grupos e unidades fornecedores de RR, definidos pelo ORT em conformidade com o artigo 161.o, n.o 3; e

i) Recusa do fornecimento de reserva de reposição por grupos fornecedores de RR, em conformidade com o artigo 162.o, n.o 6.

5. Se, nos termos do presente regulamento, for exigido ou permitido a um ORT ou a um operador de rede competente que especifique ou que concorde com requisitos não abrangidos pelo n.o 4, os Estados-Membros podem estabelecer a aprovação prévia dos requisitos em causa pela entidade reguladora competente.

6. A proposta de termos e condições ou metodologias deve incluir uma proposta de calendarização da aplicação dos termos e condições ou metodologias em causa e uma descrição do impacto expectável dos mesmos nos objetivos do presente regulamento. As propostas de termos e condições ou metodologias sujeitas à aprovação de várias ou todas as entidades reguladoras devem ser apresentadas à Agência na mesma altura em que forem apresentadas às entidades reguladoras. Mediante pedido por parte das entidades reguladoras competentes, a Agência emite um parecer sobre as propostas de termos e condições ou metodologias no prazo máximo de três meses.

7. Sempre que a aprovação dos termos e condições ou metodologias exija uma decisão de duas ou mais entidades reguladoras, as entidades reguladoras competentes devem consultar-se, e cooperar e coordenar-se estreitamente, de modo a chegarem a um acordo. Se a Agência emitir parecer, as entidades reguladoras competentes devem tê-lo em conta. As entidades reguladoras tomam as decisões relativas aos termos e condições ou metodologias apresentados em conformidade com os n.os 2 e 3 no prazo máximo de seis meses após a receção dos mesmos pela entidade reguladora ou, se for caso disso, pela última entidade reguladora em causa.

8. Sempre que as entidades reguladoras não consigam chegar a um acordo no período referido no n.o 7, ou mediante um pedido conjunto das entidades reguladoras, a Agência adota uma decisão sobre as propostas de termos e condições ou metodologias apresentadas, no prazo máximo de seis meses, em conformidade com o artigo 8.o, n.o 1, do Regulamento (CE) n.o 713/2009.

9. Sempre que a aprovação dos termos e condições ou metodologias exija uma decisão de uma única entidade designada, em conformidade com o n.o 4, incumbe-lhe tomar uma decisão no prazo máximo de seis meses após a receção dos termos e condições ou metodologias em causa.

10. Qualquer parte pode apresentar queixa contra um operador de rede ou ORT, no tocante às obrigações ou decisões do operador de rede em causa ou ORT em causa ao abrigo do presente regulamento, à entidade reguladora, a qual, agindo na qualidade de autoridade competente para a resolução de litígios, deve proferir uma decisão no prazo máximo de dois meses após a receção da queixa. Se a entidade reguladora solicitar informações adicionais, este prazo pode ser prorrogado por dois meses. Com o acordo do queixoso, o prazo prorrogado pode ser novamente prorrogado. A decisão da entidade reguladora produz efeitos vinculativos, a menos que venha a ser revogada em instância de recurso.

Artigo 7.o

Alteração de termos e condições ou de metodologias dos ORT

1. Se uma ou mais entidades reguladoras solicitarem uma alteração para aprovar(em) os termos e condições ou metodologias apresentados em conformidade com o artigo 6.o, n.os 2 e 3, os ORT em causa devem apresentar para aprovação, no prazo máximo de dois meses após o pedido da(s) entidade(s) reguladora(s), uma proposta de alteração dos referidos termos e condições ou metodologias. As entidades reguladoras competentes devem decidir sobre a alteração dos termos e condições ou metodologias no prazo máximo de dois meses após a apresentação dos mesmos.

2. Se uma entidade designada solicitar uma alteração para aprovar os termos e condições ou metodologias apresentados em conformidade com o artigo 6.o, n.o 4, os ORT em causa devem apresentar para aprovação, no prazo máximo de dois meses após o pedido da entidade designada, uma proposta de alteração dos referidos termos e condições ou metodologias. As entidades designadas devem decidir sobre a alteração dos termos e condições ou metodologias no prazo máximo de dois meses após a apresentação da mesma.

3. Sempre que as entidades reguladoras competentes não consigam chegar a acordo sobre os termos e condições ou metodologias previstos no artigo 6.o, n.os 2 e 3, no prazo máximo de dois meses, ou mediante um pedido conjunto dessas entidades reguladoras, a Agência adota uma decisão sobre os termos e condições ou metodologias alterados, no prazo máximo de seis meses, em conformidade com o artigo 8.o, n.o 1, do Regulamento (CE) n.o 713/2009. Se os ORT em causa não apresentarem uma proposta de alteração dos termos e condições ou metodologias, aplica-se o procedimento previsto no artigo 5.o, n.o 7.

4. Os ORT responsáveis pela elaboração de uma proposta de termos e condições ou de metodologias, ou as entidades reguladoras ou entidades designadas responsáveis pela adoção dos mesmos em conformidade com o artigo 6.o, n.os 2, 3 e 4, podem requerer a alteração dos termos e condições ou metodologias em causa. Se for caso disso, as propostas de alteração de termos e condições ou de metodologias serão apresentadas para consulta em conformidade com o procedimento estabelecido no artigo 11.o e aprovadas em conformidade com o procedimento estabelecido nos artigos 5.o e 6.o.

Artigo 8.o

Publicação na Internet

1. Os ORT responsáveis pela especificação dos termos e condições ou metodologias em conformidade com o presente regulamento devem publicá-los na Internet após a aprovação das entidades reguladoras competentes ou, caso tal aprovação não seja necessária, após a especificação dos mesmos, exceto nos casos em que as informações em causa sejam consideradas confidenciais, em conformidade com o artigo 12.o.

2. Deve ser igualmente publicado o seguinte:

a) Melhoramentos dos instrumentos de operação da rede, em conformidade com o artigo 55.o, n.o 1, alínea e);

b) Valores-padrão de erro de controlo no restabelecimento da frequência, em conformidade com o artigo 128.o;

c) Restrições de rampa ao nível de zonas síncronas, em conformidade com o artigo 137.o, n.o 1;

d) Restrições de rampa ao nível de blocos CPF, em conformidade com o artigo 137.o, n.o 3;

e) Medidas tomadas no estado de alerta por inexistência de reservas suficientes de potência ativa, em conformidade com o artigo 152.o, n.o 11; e

f) Pedidos de ORT de ligação de reserva a fornecedores de RCF para disponibilizarem as informações em tempo real, em conformidade com o artigo 154.o, n.o 11.

Artigo 9.o

Recuperação de custos

1. Os custos suportados pelos operadores de rede sujeitos a regulação das tarifas de acesso à rede e decorrentes das obrigações previstas no presente regulamento devem ser avaliados pelas entidades reguladoras competentes. Os custos considerados razoáveis, eficientes e proporcionados devem ser recuperados através de tarifas de rede ou outros mecanismos adequados.

2. Se tal lhes for solicitado pelas entidades reguladoras competentes, os operadores de rede referidos no n.o 1 devem, no prazo máximo de três meses após o pedido, fornecer as informações necessárias para facilitar a avaliação dos custos incorridos.

Artigo 10.o

Envolvimento das partes interessadas

A Agência, em estreita cooperação com a REORT para a Eletricidade, deve organizar o envolvimento das partes interessadas quanto à operação segura da rede e a outros aspetos da aplicação do presente regulamento. Esse envolvimento deve incluir reuniões regulares com as partes interessadas para identificar problemas e propor melhoramentos relacionados com a operação segura da rede.

Artigo 11.o

Consulta pública

1. Os ORT responsáveis pela apresentação de propostas de termos e condições ou de metodologias, ou de alteração dos mesmos, em conformidade com o presente regulamento devem consultar as partes interessadas, incluindo as entidades competentes de cada Estado-Membro, sobre os projetos de propostas de termos e condições ou de metodologias indicados no artigo 6.o, n.os 2 e 3. A consulta deve prolongar-se por não menos de um mês.

2. As propostas de termos e condições ou de metodologias apresentadas pelos ORT a nível da União são publicadas e submetidas a consulta pública a nível da União. As propostas apresentadas pelos ORT a nível regional devem ser submetidas a consulta pública, pelo menos, a nível regional. As partes que apresentem propostas a nível bilateral ou multilateral devem efetuar uma consulta pública, pelo menos, nos Estados-Membros em causa.

3. Antes da apresentação da proposta para aprovação regulamentar, os ORT responsáveis pela elaboração da proposta de termos e condições ou de metodologias devem ter em devida conta os pontos de vista das partes interessadas resultantes das consultas realizadas. Deve ser sempre elaborada e oportunamente publicada, antes ou ao mesmo tempo que a publicação da proposta de termos e condições ou de metodologias, uma justificação sólida dos motivos da incorporação ou não, no documento apresentado, dos pontos de vista resultantes da consulta.

Artigo 12.o

Obrigações de confidencialidade

1. As informações confidenciais recebidas, trocadas ou transmitidas ao abrigo do presente regulamento estão sujeitas às condições de sigilo profissional estabelecidas nos n.os 2, 3 e 4.

2. A obrigação de sigilo profissional aplica-se a todas as pessoas sujeitas ao disposto no presente regulamento.

3. As informações confidenciais recebidas pelas pessoas ou entidades reguladoras a que se refere o n.o 2 no exercício das suas funções não podem ser divulgadas a outra pessoa ou autoridade, ressalvados os casos abrangidos pelo direito nacional, pelas demais disposições do presente regulamento ou por outra legislação pertinente da União.

4. Sem prejuízo dos casos abrangidos pelo direito nacional ou pelo direito da União, as entidades reguladoras, os organismos e as pessoas que receberem informações confidenciais ao abrigo do presente regulamento só as podem utilizar no exercício das suas funções abrangidas pelo presente regulamento.

Artigo 13.o

Acordos com ORT não obrigados pelo presente regulamento

Se uma zona síncrona abranger ORT da União e de países terceiros, os ORT da União integrados nessa zona devem, no prazo máximo de 18 meses após a data de entrada em vigor do presente regulamento, procurar celebrar com os ORT de países terceiros em causa, não obrigados pelo presente regulamento, um acordo que estabeleça as bases da cooperação com eles no respeitante à operação segura da rede, bem como disposições com vista à observância, por parte desses ORT, das obrigações estabelecidas no presente regulamento.

Artigo 14.o

Acompanhamento

1. A REORT para a Eletricidade deve acompanhar a aplicação do presente regulamento em conformidade com o artigo 8.o, n.o 8, do Regulamento (CE) n.o 714/2009. Esse acompanhamento deve abranger, pelo menos, o seguinte:

a) Os indicadores de segurança operacional, em conformidade com o artigo 15.o;

b) O controlo potência-frequência, em conformidade com o artigo 16.o;

c) A avaliação da coordenação regional, em conformidade com o artigo 17.o;

d) A identificação de eventuais divergências na execução nacional do presente regulamento no tocante aos termos e condições ou metodologias referidos no artigo 6.o, n.o 3;

e) A identificação de eventuais melhoramentos adicionais de instrumentos e serviços em conformidade com o artigo 55.o, alíneas a) e b), que transcendam os melhoramentos identificados pelos ORT em conformidade com o artigo 55.o, alínea e);

f) A identificação dos melhoramentos ao relatório anual baseado na escala de classificação de incidentes, em conformidade com o artigo 15.o, eventualmente necessários para apoiar uma segurança operacional sustentável e duradoura; e

g) A identificação de eventuais dificuldades na cooperação com ORT de países terceiros no tocante à operação segura da rede.

2. A Agência, em cooperação com a REORT para a Eletricidade, deve elaborar, no prazo máximo de 12 meses após a data de entrada em vigor do presente regulamento, uma lista das informações a serem-lhe comunicadas pela segunda em conformidade com o artigo 8.o, n.o 9, e o artigo 9.o, n.o 1, do Regulamento (CE) n.o 714/2009. Esta lista pode ser atualizada. A REORT para a Eletricidade deve manter um arquivo digital de dados abrangente, em formato normalizado, com as informações solicitadas pela Agência.

3. Os ORT em causa devem apresentar à REORT para a Eletricidade as informações necessárias para a execução das tarefas referidas nos n.os 1 e 2.

4. A pedido da entidade reguladora, os ORD facultam aos ORT as informações referidas no n.o 2, a menos que as entidades reguladoras, os ORT, a Agência ou a REORT para a Eletricidade já a elas tenham tido acesso no âmbito das tarefas respetivas de acompanhamento da aplicação, para evitar duplicações de informação.

Artigo 15.o

Relatório anual relativo a indicadores de segurança operacional

1. Incumbe à REORT para a Eletricidade publicar, até 30 de setembro, um relatório anual baseado na escala de classificação de incidentes adotada em conformidade com o artigo 8.o, n.o 3, alínea a), do Regulamento (CE) n.o 714/2009. A Agência pode pronunciar-se sobre a forma e o conteúdo desse relatório, nomeadamente sobre o âmbito geográfico dos incidentes relatados, as interdependências elétricas entre as zonas de controlo dos ORT e quaisquer informações históricas relevantes.

2. Incumbe aos ORT de cada Estado-Membro fornecerem à REORT para a Eletricidade, até 1 de março, os dados e informações necessários para a elaboração dos relatórios anuais com base na escala de classificação de incidentes referidos no n.o 1. Os dados fornecidos pelos ORT devem incidir no ano anterior.

3. Dos relatórios anuais referidos no n.o 1 devem constar, pelo menos, os seguintes indicadores de segurança operacional relevantes para esta última:

a) Número de elementos da rede de transporte que dispararam no ano por ORT;

b) Número de instalações geradoras que dispararam no ano por ORT;

c) Energia não fornecida no ano devido a desligamentos não-programados de instalações de consumo, por ORT;

d) Duração e número das ocorrências de estados de alerta e de emergência, por ORT;

e) Duração e número dos acontecimentos identificados em que houve insuficiência de reservas, por ORT;

f) Duração e número dos desvios de tensão além das gamas indicadas no anexo II, quadros 1 e 2, por ORT;

g) Número de minutos fora da gama de frequências padrão e número de minutos fora da margem de 50 % do desvio máximo de frequência em regime permanente, por zona síncrona;

h) Número de separações em sub-redes ou de estados de apagão locais; e

i) Número de apagões abrangendo dois ou mais ORT.

4. Do relatório anual referido no n.o 1 devem constar os seguintes indicadores de segurança operacional relevantes para o planeamento operacional:

a) Número de acontecimentos durante os quais um incidente constante da lista de contingências provocou uma degradação do estado de operação da rede;

b) Número de acontecimentos referidos na alínea a) durante os quais ocorreu uma degradação das condições de operação da rede devido a discrepâncias inesperadas em relação às previsões de consumo ou de produção;

c) Número de acontecimentos durante os quais as condições de operação da rede se degradaram devido a contingências excecionais;

d) Número de acontecimentos referidos na alínea c) durante os quais ocorreu uma degradação das condições de operação da rede devido a discrepâncias inesperadas em relação às previsões de consumo ou de produção; e

e) Número de acontecimentos conducentes a uma degradação das condições de operação da rede por insuficiência de reservas de potência ativa.

5. Os relatórios anuais devem explicar as razões dos incidentes com a classificação 2 ou 3 de segurança operacional, na escala de classificação de incidentes adotada pela REORT para a Eletricidade. Essas explicações devem assentar numa investigação dos incidentes pelos ORT, cujo processo deve constar da escala de classificação de incidentes. Antes de iniciarem uma investigação, os ORT devem informar atempadamente disso as entidades reguladoras nacionais respetivas. Se o solicitarem, as entidades reguladoras e a Agência podem participar na investigação.

Artigo 16.o

Relatório anual relativo ao controlo potência-frequência

1. Incumbe à REORT para a Eletricidade publicar, até 30 de setembro, um relatório anual do controlo potência-frequência com base nas informações facultadas pelos ORT em conformidade com o n.o 2. Devem constar desse relatório as informações indicadas no n.o 2, para cada Estado-Membro.

2. Uma vez transcorrido 14 de setembro de 2018 incumbe aos ORT de cada Estado-Membro comunicar anualmente à REORT para a Eletricidade, até 1 de março, as seguintes informações relativas ao ano anterior:

a) Identificação dos blocos CPF, zonas CPF e zonas de monitorização do Estado-Membro;

b) Identificação dos blocos CPF que não se situam no Estado-Membro, mas incluem zonas CPF e zonas de monitorização nele situadas;

c) Identificação das zonas síncronas nas quais o Estado-Membro se integra;

d) Os dados relativos aos critérios de avaliação de qualidade de frequência para cada zona síncrona e cada bloco CPF referido nas alíneas a), b) e c), correspondentes a cada mês de, pelo menos, os dois anos civis anteriores;

e) Obrigação de RCF e obrigação de RCF inicial de cada ORT em operação no Estado-Membro, correspondentes a cada mês de, pelo menos, os dois anos civis anteriores; e

f) Descrição e data de aplicação das medidas de atenuação eventualmente tomadas no ano civil anterior e dos requisitos de rampa eventualmente estabelecidos nesse mesmo ano para reduzir os desvios determinísticos de frequência, em conformidade com os artigos 137.o e 138.o, nos quais tenham participado ORT do Estado-Membro.

3. Os dados fornecidos pelos ORT devem incidir no ano anterior. As informações relativas às zonas síncronas, aos blocos CPF, às zonas CPF e às zonas de monitorização referidas nas alíneas a), b) e c) devem ser comunicadas uma vez. Caso alguma dessas zonas sofra alterações, as informações correspondentes devem ser comunicadas até 1 de março do ano seguinte.

4. Se for caso disso, os ORT de uma zona síncrona ou de um bloco CPF devem cooperar entre si na recolha dos dados indicados no n.o 2.

Artigo 17.o

Relatório anual de avaliação da coordenação regional

1. Incumbe à REORT para a Eletricidade publicar, até 30 de setembro, um relatório anual relativo à avaliação da coordenação regional com base nos relatórios anuais de avaliação da coordenação regional fornecidos pelos coordenadores de segurança regionais em conformidade com o n.o 2, avaliar as eventuais questões de interoperabilidade e propor alterações destinadas a melhorar a eficiência e a eficácia da coordenação da operação das redes.

2. Anualmente, até 1 de março, cada coordenador de segurança regional deve elaborar e apresentar à REORT para a Eletricidade um relatório anual que forneça as seguintes informações relativas às tarefas que realiza:

a) Número de acontecimentos, duração média e razões das falhas no desempenho das suas funções;

b) Dados estatísticos relativos a congestionamentos, incluindo a duração, localização e número de ocorrências dos mesmos, juntamente com as medidas corretivas conexas ativadas e os eventuais custos destas;

c) Número de vezes que os ORT se recusaram a aplicar as medidas corretivas recomendadas pelo coordenador de segurança regional e as razões correspondentes;

d) Número de incompatibilidades de indisponibilidades detetadas, em conformidade com o artigo 80.o; e

e) Descrição dos casos nos quais foi avaliada a falta de adequação regional e descrição das medidas de atenuação tomadas.

3. Os dados fornecidos pelos coordenadores de segurança regionais à REORT para a Eletricidade devem incidir no ano anterior.

PARTE II

SEGURANÇA OPERACIONAL

TÍTULO 1

REQUISITOS DE SEGURANÇA OPERACIONAL

CAPÍTULO 1

Estados de sistema, medidas corretivas e limites de segurança operacional

Artigo 18.o

Classificação dos estados de sistema

1. Uma rede de transporte está no estado normal se estiverem preenchidas as seguintes condições:

a) A tensão e os trânsitos de energia estiverem dentro dos limites de segurança operacional definidos em conformidade com o artigo 25.o;

b) A frequência satisfaz os seguintes critérios: i) O desvio de frequência da rede em regime permanente está dentro da gama de frequências padrão; ou ii) O valor absoluto do desvio de frequência da rede em regime permanente não excede o desvio máximo de frequência em regime permanente e os limites de frequência da rede estabelecidos para o estado de alerta não são atingidos;

c) As reservas de potência ativa e de potência reativa são suficientes para, sem violação dos limites de segurança operacional, suportar contingências da lista de contingências definida em conformidade com o artigo 33.o;

d) A operação da zona de controlo do ORT em causa fica e mantém-se dentro dos limites de segurança operacional após a ativação de medidas corretivas no seguimento da ocorrência de uma contingência da lista de contingências definida em conformidade com o artigo 33.o.

2. Uma rede de transporte está no estado de alerta se:

a) A tensão e os trânsitos de energia estiverem dentro dos limites de segurança operacional definidos em conformidade com o artigo 25.o; e

b) A capacidade em reserva do ORT for reduzida em mais de 20 % durante mais de 30 minutos, sem que haja meios de compensar essa redução na operação da rede em tempo real; ou

c) A frequência satisfaz os seguintes critérios: i) O valor absoluto do desvio de frequência da rede em regime permanente não excede o desvio máximo de frequência em regime permanente; e ii) O valor absoluto do desvio de frequência da rede em regime permanente excedeu continuamente 50 % do desvio máximo de frequência em regime permanente durante um período superior ao tempo de desencadeamento do estado de alerta, ou saiu da gama de frequências padrão durante um período superior ao tempo de restabelecimento da frequência; ou

d) Uma contingência, pelo menos, da lista de contingências definida em conformidade com o artigo 33.o leva à violação dos limites de segurança operacional do ORT, mesmo após a ativação de medidas corretivas.

3. Uma rede de transporte está no estado de emergência se, pelo menos, uma das seguintes condições estiver preenchida:

a) Existe, pelo menos, uma violação dos limites de segurança operacional de um ORT definidos em conformidade com o artigo 25.o;

b) A frequência não satisfaz os critérios do estado normal nem do estado de alerta definidos de acordo com o n.o 1 e o n.o 2;

c) Foi ativada uma medida, pelo menos, do plano de segurança da rede do ORT;

d) Existem falhas de funcionamento dos meios, ferramentas e recursos definidos em conformidade com o artigo 24.o, n.o 1, traduzidas em indisponibilidades dos mesmos durante mais de 30 minutos.

4. Uma rede de transporte está no estado de apagão se, pelo menos, uma das seguintes condições estiver preenchida:

a) Perda de mais de 50 % do consumo na zona de controlo do ORT em causa;

b) Ausência total de tensão durante, pelo menos, três minutos na zona de controlo do ORT em causa, traduzida no desencadeamento de planos de restabelecimento.

Os ORT das zonas síncronas GB ou IE/NI podem elaborar propostas que especifiquem o nível de perda de consumo ao qual a rede de transporte está no estado de apagão, cabendo-lhes comunicá-lo à REORT para a Eletricidade.

5. Uma rede de transporte está no estado de reposição se algum ORT, no estado de emergência ou no estado de apagão, tiver iniciado a ativação de medidas do seu plano de restabelecimento.

Artigo 19.o

Monitorização e determinação de estados de sistema pelos ORT

1. Incumbe a cada ORT determinar, na operação em tempo real, o estado do sistema da sua rede de transporte.

2. Incumbe a cada ORT monitorizar, com base em medições telemétricas em tempo real ou em valores calculados a partir da sua zona de observabilidade, tendo em conta os dados estruturais e em tempo real, em conformidade com o artigo 42.o, os seguintes parâmetros de rede de transporte em tempo real na sua zona de controlo:

a) Trânsitos de potência ativa e de potência reativa;

b) Tensões dos barramentos;

c) Erro de controlo da frequência e erro de controlo no restabelecimento da frequência na sua zona CPF;

d) Reservas de potência ativa e de potência reativa; e

e) Produção e consumo.

3. A fim de especificar o estado do sistema, o ORT deve efetuar uma análise de contingências com a periodicidade de, pelo menos, 15 minutos, monitorizando os parâmetros da rede de transporte definidos de acordo com o n.o 2, em relação aos limites de segurança operacional definidos em conformidade com o artigo 25.o e os critérios de estado do sistema definidos em conformidade com o artigo 18.o. O ORT deve monitorizar igualmente o nível das reservas disponíveis em relação à capacidade em reserva. Ao efetuar a análise de contingências, o ORT deve ter em conta o efeito das medidas corretivas e as medidas do plano de segurança da rede.

4. Se a sua rede de transporte não estiver no estado normal e se o estado do sistema em causa for qualificado de «estado de área alargada», incumbe ao ORT:

a) Informar os ORT sobre o estado do sistema da sua rede de transporte através de uma ferramenta informática de troca pan-europeia de dados em tempo real; e

b) Fornecer informações adicionais sobre os elementos da sua rede de transporte integrados na zona de observabilidade de outros ORT a estes últimos.

Artigo 20.o

Medidas corretivas utilizadas na operação da rede

1. Cada ORT deve procurar garantir que a sua rede de transporte se mantém no estado normal e é igualmente responsável pela gestão das violações de segurança operacional. Nesse desiderato, incumbe-lhe projetar, preparar e ativar medidas corretivas, tendo em atenção a disponibilidade das mesmas, o tempo e os recursos necessários para as ativar e as condições exteriores à rede de transporte relevantes para cada medida corretiva.

2. As medidas corretivas utilizadas pelos ORT na operação da rede, em conformidade com o n.o 1 e com os artigos 21.o a 23.o do presente regulamento, devem ser coerentes com as medidas corretivas tidas em conta no cálculo da capacidade em conformidade com o artigo 25.o do Regulamento (UE) 2015/1222.

Artigo 21.o

Princípios e critérios aplicáveis às medidas corretivas

1. Ao ativar e coordenar medidas corretivas em conformidade com o artigo 23.o, cada ORT deve aplicar os seguintes princípios:

a) No caso das violações de segurança operacional que não careçam de gestão coordenada, o ORT deve projetar, preparar e ativar medidas corretivas das categorias definidas no artigo 22.o para restabelecer o estado normal da rede e evitar que o estado de alerta ou de emergência extravase da sua zona de controlo;

b) No caso das violações de segurança operacional que careçam de gestão coordenada, o ORT deve projetar, preparar e ativar medidas corretivas em coordenação com os outros ORT em causa, seguindo a metodologia para a preparação coordenada de medidas corretivas estabelecida no artigo 76.o, n.o 1, alínea b), e tendo em conta a recomendação do coordenador de segurança regional em conformidade com o artigo 78.o, n.o 4.

2. Ao selecionar as medidas corretivas adequadas, cada ORT deve aplicar os seguintes critérios:

a) Ativação das medidas corretivas mais eficazes e economicamente mais eficientes;

b) Ativação de medidas corretivas o mais possível próximas do tempo real, tendo em conta o tempo de ativação previsto e a urgência da situação de operação da rede que as medidas se destinam a resolver;

c) Ponderação do risco de falhas na aplicação das medidas corretivas disponíveis e do impacto destas na segurança operacional, designadamente: i) Risco de falhas ou de curto-circuitos devidos a alterações de topologia; ii) Risco de indisponibilidades devidas a variações de potência ativa ou de potência reativa em módulos geradores ou instalações de consumo; e iii) Risco de anomalias de funcionamento devidas ao comportamento do equipamento;

d) Preferência às medidas corretivas que disponibilizam para atribuição de capacidade a maior capacidade interzonal, satisfazendo concomitantemente os limites de segurança operacional.

Artigo 22.o

Categorias de medidas corretivas

1. Categorias de medidas corretivas a utilizar por cada ORT:

a) Alteração da duração de uma indisponibilidade programada ou de uma reposição em serviço de elementos da rede de transporte para obter a disponibilidade operacional dos elementos de rede em causa;

b) Influência ativa nos trânsitos de energia por meio de: i) Manobras nas tomadas de regulação nos transformadores de energia; ii) Manobras nas tomadas de regulação nos desfasadores; iii) Alteração de topologias;

c) Controlo da tensão e gestão da potência reativa por meio de: i) Manobras nas tomadas de regulação nos transformadores de energia; ii) Manobras nas baterias de condensadores e reatâncias; iii) Manobras nos dispositivos eletrónicos de potência utilizados na gestão da potência reativa e da tensão; iv) Instrução dos ORD ligados à rede de transporte e dos utilizadores de rede significativos para bloquearem o sistema de controlo automático de tensão e de potência reativa dos transformadores ou para ativarem nas suas instalações as medidas corretivas referidas nas subalíneas i) a iii), se a deterioração da tensão comprometer a segurança operacional ou ameaçar conduzir a um colapso de tensão na rede de transporte; v) Solicitação da alteração da emissão de potência reativa ou do valor de regulação de tensão dos módulos geradores síncronos ligados à rede de transporte; vi) Solicitação da alteração da emissão de potência reativa dos conversores dos módulos geradores assíncronos ligados à rede de transporte;

d) Recálculo das capacidades interzonais «para o dia seguinte» e intradiária, em conformidade com o Regulamento (UE) 2015/1222;

e) Redespacho de utilizadores de rede ligados à rede de transporte ou a redes de distribuição, da zona de controlo do ORT, entre dois ou mais ORT;

f) Trocas compensatórias entre duas ou mais zonas de ofertas;

g) Adaptação de trânsitos de potência ativa através de sistemas CCAT;

h) Ativação de procedimentos de gestão de desvios de frequência;

i) Restrição, em conformidade com o artigo 16.o, n.o 2, do Regulamento (CE) n.o 714/2009, da capacidade interzonal já atribuída numa situação de emergência, se a utilização dessa capacidade colocar em perigo a segurança operacional, os ORT da interligação concordarem com essa adaptação e não forem possíveis redespachos nem trocas compensatórias; e

j) Se for caso disso, inclusão de deslastre de consumo de controlo manual em estado normal ou estado de alerta.

2. Se necessário e justificado para manter a segurança operacional, o ORT pode preparar e ativar medidas corretivas adicionais. O ORT deve comunicar e justificar esses casos à entidade reguladora competente e, se for caso disso, ao Estado-Membro pelo menos uma vez por ano após a ativação das medidas corretivas adicionais em causa. As comunicações e justificações correspondentes são igualmente publicadas. Nos casos em que as medidas corretivas adicionais afetem redes de transporte vizinhas, a Comissão Europeia ou a Agência podem solicitar à entidade reguladora competente que lhes forneça informações suplementares relativas à ativação das ditas medidas.

Artigo 23.o

Preparação, ativação e coordenação de medidas corretivas

1. Para evitar a deterioração do estado do sistema, incumbe a cada ORT preparar e ativar medidas corretivas em conformidade com os critérios estabelecidos no artigo 21.o, n.o 2, e tendo por base os seguintes elementos:

a) Monitorização e determinação dos estados de sistema, em conformidade com o artigo 19.o;

b) Análise de contingências na operação em tempo real, em conformidade com o artigo 34.o; e

c) Análise de contingências no planeamento operacional, em conformidade com o artigo 72.o.

2. Ao preparar e ativar uma medida corretiva, incluindo redespachos ou trocas compensatórias, em conformidade com os artigos 25.o e 35.o do Regulamento (UE) 2015/1222, ou um procedimento do seu plano de segurança da rede que afete outros ORT, o ORT deve avaliar, em coordenação com os ORT em causa, o impacto da medida corretiva ou medida do plano de segurança da rede no interior e fora da sua zona de controlo, em conformidade com o artigo 75.o, n.o 1, o artigo 76.o, n.o 1, alínea b), e o artigo 78.o, n.os 1, 2 e 4, do presente regulamento, e facultar aos ORT em causa informações relativas a esse impacto.

3. Ao preparar e ativar medidas corretivas com impacto nos ORD ou URS ligados à rede de transporte, cada ORT deve, se a sua rede de transporte estiver no estado normal ou no estado de alerta, avaliar o impacto dessas medidas em coordenação com os ORD e URS afetados e selecionar medidas corretivas que contribuam para manter todas as partes envolvidas a operar em estado normal e em segurança. Incumbe a cada ORD ou URS afetado facultar ao ORT em causa as informações necessárias para esta coordenação.

4. Ao preparar e ativar medidas corretivas, cada ORT deve, se a sua rede de transporte não estiver no estado normal nem no estado de alerta, coordenar, tanto quando possível, essas medidas com os ORD e URS afetados, para manter a segurança operacional e a integridade da rede de transporte.

Quando um ORT ativar uma medida corretiva, compete a cada ORD ou utilizador de rede significativo ligado à rede de transporte afetado executar as instruções transmitidas pelo ORT.

5. Se os congestionamentos apenas tiverem consequências no estado local na zona de controlo do ORT e a violação de segurança operacional em causa não tiver de ser gerida de modo coordenado, o ORT responsável pela gestão da violação pode decidir não ativar, para os eliminar, medidas corretivas que tenham custos.

Artigo 24.o

Disponibilidade de meios, ferramentas e recursos do ORT

1. Incumbe a cada ORT garantir a disponibilidade, a fiabilidade e a redundância do seguinte:

a) Recursos de monitorização do estado do sistema da rede de transporte, incluindo aplicações de estimativa desse estado e recursos de controlo potência-frequência;

b) Comandos de disjuntores, disjuntores interbarras, tomadas de regulação de transformadores e outros equipamentos que sirvam para controlar elementos da rede de transporte;

c) Meios de comunicação com a sala de controlo de outros ORT e CSR;

d) Ferramentas para análise da segurança operacional; e

e) Ferramentas e meios de comunicação de que os ORT necessitem para facilitar operações de mercado transfronteiriças.

2. Se os meios, ferramentas e recursos referidos no n.o 1 afetarem os ORD ou URS ligados à rede de transporte envolvidos no fornecimento de serviços de compensação ou de serviços auxiliares, na segurança ou no restabelecimento da rede ou na disponibilização de dados operacionais em tempo real em conformidade com os artigos 44.o, 47.o, 50.o, 51.o e 52.o, o ORT e os ORD e URS em causa devem cooperar e coordenar-se entre eles para especificar e garantir a disponibilidade, a fiabilidade e a redundância dos referidos meios, ferramentas e recursos.

3. No prazo máximo de 18 meses após a data de entrada em vigor do presente regulamento, cada ORT deve adotar um plano de continuidade de atividades que especifique as suas respostas a perdas de ferramentas, meios e recursos críticos e contenha disposições relativas à manutenção, à substituição e ao desenvolvimento dos mesmos. O ORT deve reexaminar o seu plano de continuidade de atividades, pelo menos, anualmente e atualizá-lo após qualquer alteração significativa dos meios, ferramentas e recursos críticos ou das condições de operação da rede relevantes e sempre que seja necessário. O ORT deve comunicar aos ORD e URS em causa as partes do seu plano de continuidade de atividades que os afetem.

Artigo 25.o

Limites de segurança operacional

1. Incumbe a cada ORT especificar os limites de segurança operacional para cada elemento da sua rede de transporte, tendo em conta, pelo menos, as seguintes características físicas:

a) Limites de tensão em conformidade com o artigo 27.o;

b) Limites de corrente de curto-circuito, em conformidade com o artigo 30.o; e

c) Limites de corrente em termos de limites térmicos, incluindo as sobrecargas transitórias admissíveis.

2. Ao definir os limites de segurança operacional, o ORT deve ter em conta as capacidades dos URS de evitarem saídas de serviço nas gamas de tensão e dentro dos limites de frequência correspondentes ao estado normal e ao estado de alerta.

3. Em caso de alteração de algum elemento da sua rede de transporte, o ORT deve validar e, se necessário, atualizar os limites de segurança operacional.

4. Relativamente a cada interligação, cada ORT deve acordar com o ORT vizinho limites comuns de segurança operacional em conformidade com o n.o 1.

Artigo 26.o

Plano de segurança para proteção de infraestruturas críticas

1. Incumbe a cada ORT especificar, tendo em conta o artigo 5.o da Diretiva 2008/114/CE do Conselho (10), um plano de segurança confidencial que contenha uma avaliação de riscos dos ativos de que seja proprietário, ou que opere, e abranja os principais cenários de ameaça física ou informática determinados pelo Estado-Membro.

2. Esse plano de segurança deve ponderar os impactos potenciais nas redes de transporte interligadas europeias e incluir medidas organizativas e físicas destinadas a atenuar os riscos identificados.

3. Incumbe a cada ORT reexaminar regularmente o seu plano de segurança para ter em conta as alterações dos cenários de ameaça e refletir a evolução da rede de transporte.

CAPÍTULO 2

Controlo da tensão e gestão da potência reativa

Artigo 27.o

Obrigações dos ORT no que respeita a limites de tensão

1. Em conformidade com o artigo 18.o, cada ORT deve procurar garantir que, no estado normal, a tensão se mantém em regime permanente nos pontos de ligação da rede de transporte, nas gamas especificadas no anexo II, quadros 1 e 2.

2. Se, em conformidade com o artigo 16.o, n.o 2, do Regulamento (UE) 2016/631, exigir que os módulos geradores ligados a tensão nominal compreendida entre 300 kV e 400 kV se mantenham ligados na gama de tensão compreendida entre 1,05 e 1,0875 «por unidade» (pu) por tempo ilimitado, o ORT competente em Espanha deve, na observância do n.o 1, ter em conta essa gama de tensão adicional.

3. Incumbe a cada ORT definir a base de tensão para a notação em valores «pu».

4. Cada ORT deve procurar garantir que, no estado normal e após a ocorrência de uma contingência, a tensão se mantém dentro de gamas de tensão mais amplas durante períodos de operação limitados, caso exista um acordo acerca dessas gamas mais amplas com os ORD ligados à rede de transporte, os proprietários de instalações geradoras em conformidade com o artigo 16.o, n.o 2, do Regulamento (UE) 2016/631 ou os proprietários de sistemas CCAT em conformidade com o artigo 18.o do Regulamento (UE) 2016/1447.

5. Incumbe a cada ORT acordar, com os ORD ligados à rede de transporte e os utilizadores de rede significativos ligados à rede de transporte, gamas de tensão nos pontos de ligação inferiores a 110 kV, se estas forem relevantes para a observância dos limites de segurança operacional. O ORT deve procurar garantir que, no estado normal e após a ocorrência de uma contingência, a tensão se mantém dentro dos limites acordados.

Artigo 28.o

Obrigações dos URS no que respeita ao controlo da tensão e à gestão da potência reativa na operação da rede

1. No prazo máximo de três meses após a data de entrada em vigor do presente regulamento, os URS que sejam módulos geradores ligados à rede de transporte não sujeitos ao artigo 16.o do Regulamento (UE) 2016/631, ou sistemas CCAT não sujeitos ao artigo 18.o do Regulamento (UE) 2016/1447, devem informar o seu ORT acerca das suas capacidades comparativamente aos requisitos de tensão estabelecidos num ou noutro desses artigos, declarando as suas capacidades ao nível da tensão e o tempo que podem aguentar sem se desligarem.

2. Os URS que sejam instalaçõe