RO Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 220/1

REGULAMENTUL (UE) 2017/1485 AL COMISIEI

din 2 august 2017

de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice

(Text cu relevanță pentru SEE)

COMISIA EUROPEANĂ,

având în vedere Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene,

având în vedere Regulamentul (CE) nr. 714/2009 al Parlamentului European și al Consiliului din 13 iulie 2009 privind condițiile de acces la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică și de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003 (1), în special articolul 18 alineatul (3) litera (d) și articolul 18 alineatul (5),

întrucât:

(1) O piață internă a energiei pe deplin funcțională și interconectată este crucială pentru menținerea securității alimentării cu energie, pentru creșterea competitivității și pentru asigurarea faptului că toți consumatorii pot achiziționa energie la prețuri accesibile.

(2) Regulamentul (CE) nr. 714/2009 stabilește norme nediscriminatorii privind accesul la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică, în vederea asigurării unei funcționări corespunzătoare a pieței interne a energiei electrice.

(3) Ar trebui stabilite norme armonizate privind operarea sistemului pentru operatorii de transport și de sistem („OTS”), operatorii de sisteme de distribuție („OD”) și utilizatorii de rețea semnificativi („URS”) pentru a furniza un cadru juridic clar pentru operarea sistemului, pentru a facilita comerțul cu energie electrică la nivelul întregii Uniuni, pentru a asigura siguranța sistemului, precum și pentru a asigura disponibilitatea și schimbul de date și de informații necesare între OTS și între OTS și toate celelalte părți interesate, pentru a facilita integrarea surselor regenerabile de energie, pentru a permite o utilizare mai eficientă a rețelei și a spori concurența, în beneficiul consumatorilor.

(4) Pentru a se garanta siguranța în funcționare a sistemului de transport interconectat, este esențial să se definească un set comun de cerințe minime pentru operarea sistemului la nivelul Uniunii, pentru cooperarea transfrontalieră între OTS și pentru utilizarea caracteristicilor relevante ale OTS și URS conectați.

(5) Toți OTS ar trebui să respecte cerințele minime comune privind procedurile necesare pentru a pregăti operarea în timp real, pentru a dezvolta și a furniza modele individuale și comune de rețea, pentru a facilita utilizarea coordonată și eficientă a măsurilor de remediere care sunt necesare în vederea operării în timp real pentru a menține siguranța în funcționare, calitatea și stabilitatea sistemului de transport interconectat, precum și pentru a sprijini funcționarea eficientă a pieței interne europene a energiei electrice și a facilita integrarea surselor regenerabile de energie („SRE”).

(6) Deși în prezent se manifestă o serie de inițiative de cooperare regionale voluntare referitoare la operarea sistemului, promovate de către OTS, este necesară o coordonare oficializată între OTS în ceea ce privește operarea sistemului de transport al Uniunii pentru ca transformarea pieței energiei electrice din Uniune să poată fi abordată. Normele pentru operarea sistemului prevăzute în prezentul regulament necesită un cadru instituțional pentru o mai bună coordonare între OTS, inclusiv participarea obligatorie a OTS la centrele de coordonare a securității la nivel regional („CCSR”). Cerințele comune pentru instituirea CCSR și pentru sarcinile acestora, stabilite în prezentul regulament, constituie un prim pas în direcția îmbunătățirii coordonării regionale și a integrării la nivel regional a operării sistemului, fiind menite să faciliteze realizarea obiectivelor Regulamentului (CE) nr. 714/2009 și să asigure un nivel mai ridicat al standardelor de securitate a aprovizionării în Uniune.

(7) Prezentul regulament ar trebui să instituie un cadru pentru cooperarea mandatată a OTS prin intermediul desemnării CCSR. CCSR ar trebui să emită recomandări pentru OTS din regiunea de calcul al capacităților pentru care sunt desemnați. OTS ar trebui să decidă, individual, dacă să urmeze sau nu recomandările CCSR. OTS ar trebui să rămână responsabili de menținerea siguranței în funcționare în zona lor de reglaj.

(8) Pentru a garanta că personalul operațional al operatorului de sistem și alte categorii de personal operațional sunt calificate și bine pregătite și că personalul operațional care desfășoară operațiuni în timp real este certificat să opereze sistemul de transport în condiții de siguranță în toate situațiile operaționale, sunt necesare norme privind formarea și certificarea personalului operațional. Normele privind formarea și certificarea consolidează și oficializează bunele practici existente între OTS și garantează că toți OTS din Uniune aplică niște standarde minime.

(9) Cerințele privind testarea și monitorizarea operațională urmăresc să asigure funcționarea corectă a elementelor componente ale sistemului de transport, ale sistemului de distribuție și ale echipamentelor utilizatorului rețelei. Pentru a reduce la minimum perturbația stabilității, a funcționării și a eficienței economice a sistemului interconectat, este necesar să se planifice și să se coordoneze teste operaționale.

(10) Ținând cont că retragerile din exploatare planificate afectează stabilitatea rețelei și în afara unei zone de reglaj a OTS, fiecare OTS ar trebui, în limita domeniului de aplicare al planificării operaționale, să monitorizeze fezabilitatea retragerilor din exploatare planificate pentru fiecare interval de timp și, dacă este necesar, să coordoneze retragerile din exploatare cu și între OTS, OD și URS atunci când aceste retrageri din exploatare au un impact asupra fluxurilor transfrontaliere care afectează siguranța în funcționare a sistemelor de transport.

(11) Procesele operaționale și de programare necesare pentru a anticipa problemele de siguranță în funcționare în timp real și pentru a elabora măsuri de remediere pertinente presupun efectuarea unui schimb de date prompt și adecvat. Prin urmare, astfel de schimburi nu ar trebui să fie împiedicate de barierele care există între diferiții actori implicați.

(12) Unul dintre cele mai importante procese în asigurarea siguranței în funcționare la un nivel ridicat de fiabilitate și calitate este reglajul frecvență-putere („RFP”). Eficacitatea RFP depinde în întregime de existența atât a obligației ca OTS și OD cu rezerve racordate să coopereze la operarea rețelelor de transport interconectate ca o entitate unică, cât și a obligației ca unitățile generatoare ale furnizorilor și locurile de consum ale furnizorilor să îndeplinească o serie de cerințe tehnice minime relevante.

(13) Prevederile referitoare la RFP și la rezerve urmăresc să stabilească cerințe clare, obiective și armonizate pentru OTS, pentru OD cu rezerve racordate, pentru unitățile generatoare ale furnizorilor și pentru locurile de consum ale furnizorilor, cu scopul de a asigura siguranța în funcționare și de a contribui la funcționarea pieței interne de energie electrică în mod nediscriminatoriu, eficient și bazat pe competiție. Dispozițiile privind RFP și rezervele oferă cadrul tehnic necesar dezvoltării piețelor de echilibrare transfrontaliere.

(14) Pentru a asigura calitatea frecvenței în sistemul comun, este esențial să se definească un set comun de cerințe și principii minime pentru RFP la nivelul Uniunii ca bază atât pentru cooperarea transfrontalieră între OTS, cât și, dacă este cazul, pentru utilizarea aspectelor caracteristice sistemelor conectate de producție, consum și distribuție. În acest scop, prezentul regulament abordează structura RFP și normele operaționale aferente, criteriile și obiectivele de calitate, dimensionarea rezervelor, schimbul de rezerve, precum și partajarea și distribuirea acestora și monitorizarea aferentă RFP.

(15) Zonele sincrone nu se termină la granițele Uniunii și pot să cuprindă și teritoriul unor țări terțe. Uniunea, statele membre și OTS ar trebui să vizeze siguranța în funcționare a sistemului în interiorul tuturor zonelor sincrone din Uniune și să sprijine țările terțe la aplicarea unor norme similare celor conținute în prezentul regulament. ENTSO-E ar trebui să faciliteze cooperarea dintre OTS din Uniune și OTS din țările terțe cu privire la siguranța în funcționare a sistemului.

(16) În conformitate cu articolul 8 din Regulamentul (CE) nr. 713/2009 al Parlamentului European și al Consiliului (2), Agenția pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei (denumită în continuare „agenția”) ar trebui să ia o decizie în cazul în care autoritățile de reglementare competente nu reușesc să convină asupra termenilor și condițiilor sau asupra metodologiilor comune.

(17) Prezentul regulament a fost elaborat în strânsă cooperare cu agenția, cu ENTSO-E și cu părțile interesate, în vederea adoptării unor norme eficace, echilibrate și proporționale într-un mod transparent și participativ. În conformitate cu articolul 18 alineatul (3) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009, Comisia consultă agenția, ENTSO-E și alte părți interesate relevante înainte de a propune orice modificare a prezentului regulament.

(18) Măsurile prevăzute de prezentul regulament sunt conforme cu avizul comitetului menționat la articolul 23 alineatul (1) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009,

ADOPTĂ PREZENTUL REGULAMENT:

PARTEA I

DISPOZIȚII GENERALE

Articolul 1

Obiect

Pentru a asigura siguranța în funcționare, calitatea frecvenței și utilizarea eficientă a sistemului interconectat și a resurselor aferente, prezentul regulament stabilește norme detaliate privind:

(a) cerințele și principiile referitoare la siguranța în funcționare;

(b) normele și responsabilitățile pentru coordonarea și schimbul de date între OTS, între OTS și OD, precum și între OTS sau OD și URS, în cadrul planificării operaționale și în operarea aproape de timpul real;

(c) normele privind formarea și certificarea personalului operațional;

(d) cerințele privind coordonarea retragerilor din exploatare;

(e) cerințele de coordonare a programelor de schimb între zonele de reglaj ale OTS și

(f) normele care vizează instituirea unui cadru la nivelul Uniunii pentru reglajul frecvență-putere și managementul rezervelor.

Articolul 2

Domeniu de aplicare

(1) Normele și cerințele stabilite în prezentul regulament se aplică următorilor URS:

(a) unităților generatoare existente și noi care sunt sau ar urma să fie clasificate de tip B, C și D în conformitate cu criteriile stabilite la articolul 5 din Regulamentul (UE) 2016/631 al Comisiei (3);

(b) locurilor de consum existente și noi, racordate la sistemul de transport;

(c) sistemelor de distribuție închise existente și noi, racordate la sistemul de transport;

(d) locurilor de consum noi și existente, sistemelor de distribuție închise și terților în cazul în care ei oferă servicii de consum comandabil direct către OTS în conformitate cu criteriile prevăzute la articolul 27 din Regulamentul (UE) 2016/1388 al Comisiei (4);

(e) furnizorilor de servicii de redispecerizare a unităților generatoare sau a locurilor de consum prin intermediul agregării și furnizorilor de rezerve de putere activă în conformitate cu titlul 8 din partea IV a prezentului regulament și

(f) sistemelor de înaltă tensiune în curent continuu („HVDC”) noi și existente, în conformitate cu criteriile prevăzute la articolul 3 alineatul (1) din Regulamentul (UE) 2016/1447 al Comisiei (5).

(2) Prezentul regulament se aplică tuturor sistemelor de transport, tuturor sistemelor de distribuție și tuturor liniilor de interconexiune din Uniune și centrelor de coordonare a securității la nivel regional, cu excepția sistemelor de transport și a sistemelor de distribuție sau a părților sistemelor de transport și ale sistemelor de distribuție din insulele statelor membre ale căror sisteme nu sunt operate în sincronism cu niciuna dintre zonele sincrone Europa Continentală (EC), Regatul Unit (GB), zona Europei de Nord, Irlanda și Irlanda de Nord (IE/IN) sau zona baltică.

(3) În cazul în care există mai mult de un OTS într-un stat membru, prezentul regulament se aplică tuturor OTS din respectivul stat membru. În cazul în care un OTS nu deține o funcție relevantă pentru una sau mai multe obligații în temeiul prezentului regulament, statele membre pot să prevadă, prin intermediul cadrului național de reglementare, că responsabilitatea unui OTS de a respecta una, mai multe sau toate obligațiile prevăzute în prezentul regulament se atribuie unuia sau mai multor OTS.

(4) OTS din Lituania, Letonia și Estonia sunt, atât timp și în măsura în care operează într-un mod sincron într-o zonă sincronă în care nu toate țările sunt obligate să respecte legislația Uniunii, exceptați de la aplicarea dispozițiilor cuprinse în anexa I la prezentul regulament, cu excepția unor dispoziții contrare prevăzute în acordul de cooperare cu OTS din țări terțe, care pune baza cooperării între aceștia în ceea ce privește siguranța în funcționare a sistemului, în temeiul articolului 13.

(5) Atunci când cerințele în temeiul prezentului regulament trebuie stabilite de un operator de sistem relevant care nu este OTS, statele membre pot prevedea ca OTS să fie responsabil de stabilirea cerințelor relevante.

Articolul 3

Definiții

(1) În sensul prezentului regulament, se aplică definițiile prevăzute la articolul 2 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009, la articolul 2 din Regulamentul (UE) 2015/1222 al Comisiei (6), la articolul 2 din Regulamentul (UE) 2016/631, la articolul 2 din Regulamentul (UE) 2016/1388, la articolul 2 din Regulamentul (UE) 2016/1447, la articolul 2 din Regulamentul (UE) 2016/1719 al Comisiei (7), la articolul 2 din Regulamentul (UE) nr. 543/2013 al Comisiei (8) privind transmiterea și publicarea datelor pe piețele energiei electrice și la articolul 2 din Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European și a Consiliului (9).

(2) În plus, se aplică următoarele definiții:

1. „siguranța în funcționare” înseamnă capacitatea sistemului de transport de a menține o stare normală de funcționare sau de a reveni la o stare normală de funcționare cât mai curând posibil, caracterizată prin limite de siguranță în funcționare;

2. „restricție” înseamnă o situație care necesită pregătirea și activarea unei măsuri de remediere pentru a se respecta limitele de siguranță în funcționare;

3. „situație cu N elemente în funcțiune” înseamnă situația în care niciun element al sistemului de transport nu este indisponibil din cauza apariției unei contingențe;

4. „lista de contingențe” înseamnă lista de contingențe care trebuie simulate cu scopul de a testa conformitatea cu limitele de siguranță în funcționare;

5. „stare normală de funcționare” înseamnă situația în care sistemul se află în limitele de siguranță în funcționare în situația cu N elemente în funcțiune și după apariția oricărei contingențe din lista de contingențe, ținând seama de efectul măsurilor de remediere disponibile;

6. „rezerve pentru stabilizarea frecvenței” sau „RSF” înseamnă rezervele de putere activă disponibile pentru stabilizarea frecvenței sistemului după producerea unui dezechilibru;

7. „rezerve pentru restabilirea frecvenței” sau „RRF” înseamnă rezervele de putere activă disponibile pentru a readuce frecvența la valoarea ei nominală și, în cazul unei zone sincrone formate din mai mult de o zonă RFP, pentru a restabili echilibrul de puteri la valoarea programată;

8. „rezerve de înlocuire” sau „RI” înseamnă rezervele de putere activă disponibile pentru restabilirea sau susținerea nivelului necesar al RRF pentru a se pregăti preluarea dezechilibrelor următoare ale sistemului, inclusiv rezerva în exploatare;

9. „furnizor de rezerve” înseamnă o entitate juridică având o obligație legală sau contractuală de a furniza RSF, RRF sau RI utilizând cel puțin o unitate de furnizare a rezervelor sau cel puțin un grup de furnizare a rezervelor;

10. „unitate de furnizare a rezervelor” înseamnă o singură unitate generatoare și/sau unitate consumatoare sau o agregare a acestora, racordată la un punct de racordare comun, care îndeplinește cerințele pentru furnizarea de RSF, RRF sau RI;

11. „grup de furnizare a rezervelor” înseamnă o agregare de unități generatoare, de unități consumatoare și/sau de unități de furnizare a rezervelor racordate la mai mult de un punct de racordare, care îndeplinesc cerințele pentru furnizarea de RSF, RRF sau RI;

12. „zonă de reglaj frecvență-putere” sau „zonă RFP” înseamnă o parte a unei zone sincrone sau o întreagă zonă sincronă, delimitată fizic prin puncte de măsurare pe liniile de interconexiune cu alte zone RFP, operată de unul sau mai mulți OTS care au responsabilitatea efectuării reglajului frecvență-putere;

13. „durata de restabilire a frecvenței” înseamnă durata maximă preconizată după apariția unui dezechilibru de putere activă instantaneu, mai mic sau egal cu incidentul de referință, în care frecvența sistemului revine în limitele admise aferente valorilor de restabilire a frecvenței – în cazul zonelor sincrone cu o singură zonă RFP și, respectiv, durata maximă preconizată după apariția unui dezechilibru de putere activă instantaneu apărut într-o zonă RFP, în care acest dezechilibru este compensat – în cazul zonelor sincrone cu mai mult de o zonă RFP;

14. „criteriul (N-1)” înseamnă regula potrivit căreia elementele rămase în funcțiune în zona de reglaj a unui OTS după producerea unei contingențe își pot păstra starea de funcționare în noua situație operațională fără ca limitele de siguranță în funcționare să fie încălcate;

15. „situația cu (N-1) elemente în funcțiune” înseamnă acea situație din sistemul de transport în care apare o contingență cuprinsă în lista de contingențe;

16. „rezervă de putere activă” înseamnă rezervele de echilibrare disponibile pentru menținerea frecvenței;

17. „stare de alertă” înseamnă starea în care sistemul se află în limitele de siguranță în funcționare, dar în care a fost detectată o contingență cuprinsă în lista de contingențe, la a cărei apariție măsurile de remediere disponibile nu sunt suficiente pentru a menține starea normală de funcționare;

18. „bloc de reglaj frecvență-putere” sau „bloc RFP” înseamnă o parte a unei zone sincrone sau o întreagă zonă sincronă, delimitată fizic prin punctele de măsurare de pe liniile de interconexiune cu alte blocuri RFP, care este formată dintr-una sau din mai multe zone RFP și este operată de unul sau mai mulți OTS care au responsabilitatea efectuării reglajului frecvență-putere;

19. „abaterea de reglaj a zonei de reglaj” sau „ARZ” înseamnă suma dintre abaterea de reglaj a componentei de putere activă („ΔP”), adică diferența obținută în timp real între valoarea instantanee a puterii de schimb măsurată în timp real („P”) și valoarea programată a puterii de schimb reglate („P0”) aferentă unei zone RFP specifice sau unui bloc RFP specific, și abaterea de reglaj a componentei de frecvență („K*Δf”), care este dată de produsul dintre factorul K și abaterea de frecvență aferentă respectivei zone RFP specifice sau respectivului bloc RFP specific, unde abaterea de reglaj a zonei de reglaj este egală cu ΔP+K*Δf;

20. „valoarea programată a puterii de schimb reglate” înseamnă o succesiune de valori de referință ale puterii de schimb nete aferente unei zone RFP sau unui bloc RFP prin intermediul liniilor de interconexiune în curent alternativ („CA”);

21. „reglajul tensiunii” înseamnă acțiunile de reglaj manual sau automat realizate într-un nod de producție, în nodurile de la capătul liniilor CA sau sistemelor HVDC, în transformatoare sau prin intermediul altor mijloace menite să mențină nivelul de tensiune stabilit sau valoarea stabilită a puterii reactive;

22. „stare de colaps” înseamnă acea stare a sistemului caracterizată prin nefuncționarea completă a unei părți a sistemului sau a întregului sistem de transport;

23. „contingență internă” înseamnă o contingență care are loc în interiorul zonei de reglaj a OTS, inclusiv pe liniile de interconexiune;

24. „contingență externă” înseamnă o contingență care are loc în afara zonei de reglaj a OTS și care nu include liniile de interconexiune, care generează un factor de influență mai mare decât pragul de influență al contingențelor;

25. „factor de influență” înseamnă valoarea numerică utilizată pentru cuantificarea celui mai puternic efect al retragerii din exploatare a unui element din sistemul de transport situat în afara zonei de reglaj a OTS care nu include liniile de interconexiune, în ceea ce privește modificarea fluxurilor de putere sau tensiune provocată de respectiva retragere din exploatare, asupra oricărui element din sistemul de transport. Amploarea efectului crește direct proporțional cu valoarea;

26. „prag de influență al contingențelor” înseamnă valoarea numerică limită față de care se verifică factorii de influență; prin raportare la această valoare, se consideră că apariția unei contingențe în afara zonei de reglaj a OTS având un factor de influență mai mare decât pragul de influență al contingențelor afectează semnificativ zona de reglaj a OTS, inclusiv liniile de interconexiune;

27. „analiza contingențelor” înseamnă simularea computerizată a contingențelor cuprinse în lista de contingențe;

28. „timpul critic de eliminare a defectului” înseamnă durata maximă de eliminare a defectului pentru care sistemul de transport își menține starea stabilă de funcționare;

29. „defect” înseamnă toate tipurile de scurtcircuite (monofazate, bifazate și trifazate, cu sau fără punere la pământ), ruperea unui conductor, întreruperea unui circuit sau o conexiune intermitentă care determină indisponibilitatea permanentă a elementului afectat din sistemul de transport;

30. „element din sistemul de transport” înseamnă orice componentă a sistemului de transport;

31. „perturbație” înseamnă un eveniment neplanificat care poate provoca abaterea sistemului de transport de la starea normală de funcționare;

32. „stabilitate dinamică” este un termen general care include stabilitatea de unghi rotoric, stabilitatea de frecvență și stabilitatea de tensiune;

33. „evaluarea stabilității dinamice” înseamnă evaluarea siguranței în funcționare din punctul de vedere al stabilității dinamice;

34. „stabilitatea de frecvență” înseamnă capacitatea sistemului de transport de a menține frecvența stabilă atât în situația cu N elemente în funcțiune, cât și după apariția unei perturbații;

35. „stabilitatea de tensiune” înseamnă capacitatea unui sistem de transport de a menține tensiuni acceptabile în toate nodurile din sistemul de transport atât în situația cu N elemente în funcțiune, cât și după apariția unei perturbații;

36. „starea sistemului” înseamnă starea operațională a sistemului de transport în raport cu limitele de siguranță în funcționare, care poate fi o stare normală de funcționare, o stare de alertă, de urgență, de colaps și de restaurare;

37. „stare de urgență” înseamnă starea sistemului în care se încalcă una sau mai multe limite de siguranță în funcționare;

38. „stare de restaurare” înseamnă starea sistemului în care scopul tuturor activităților din sistemul de transport este acela de a restabili funcționarea sistemului și de a menține siguranța în funcționare după starea de colaps sau după cea de urgență;

39. „contingență excepțională” înseamnă apariția simultană a mai multor contingențe având o cauză comună;

40. „abatere de frecvență” înseamnă diferența dintre frecvența reală și cea nominală din zona sincronă, care poate fi pozitivă sau negativă;

41. „frecvența sistemului” înseamnă frecvența electrică a sistemului, care poate fi măsurată în toate punctele zonei sincrone, având la bază premisa unei valori coerente în tot sistemul într-un interval de ordinul secundelor, cu existența doar a unor diferențe minore între punctele de măsurare diferite.

42. „procesul de restabilire a frecvenței” sau „PRF” înseamnă un proces care vizează readucerea frecvenței la frecvența nominală a rețelei și, în zonele sincrone cuprinzând mai mult de o zonă RFP, procesul care vizează restabilirea echilibrului de putere la valoarea programată;

43. „abatere de reglaj la restabilirea frecvenței” sau „ARRF” înseamnă abaterea de reglaj pentru PRF care este egală cu ARZ dintr-o zonă RFP sau egală cu abaterea de frecvență în cazul în care zona RFP corespunde din punct de vedere geografic zonei sincrone;

44. „program” înseamnă un set de valori de referință care reprezintă producția, consumul sau schimbul de energie electrică într-o anumită perioadă de timp;

45. „factorul K al unei zone RFP sau al unui bloc RFP” înseamnă o valoare exprimată în megawați pe hertz („MW/Hz”), mai mare sau cât mai apropiată de suma dintre autoreglajul producției, autoreglajul consumului și contribuția rezervei pentru stabilizarea frecvenței corespunzătoare abaterii maxime de frecvență în regim staționar;

46. „stare locală” este determinantul unei stări de alertă, de urgență sau de colaps atunci când nu există niciun risc de prelungire a consecințelor în afara zonei de reglaj, inclusiv asupra liniilor de interconexiune conectate la această zonă de reglaj;

47. „abaterea maximă de frecvență în regim staționar” înseamnă valoarea maximă preconizată a abaterii de frecvență după apariția unui dezechilibru mai mic sau egal cu incidentul de referință la care sistemul este planificat să funcționeze în regim stabil;

48. „zona de observabilitate” înseamnă propriul sistem de transport al unui OTS împreună cu părțile relevante ale sistemelor de distribuție și ale sistemelor de transport ale OTS învecinați, pentru care un OTS implementează monitorizarea în timp real și realizează modelarea pentru a menține siguranța în funcționare în zona sa de reglaj, inclusiv liniile de interconexiune;

49. „OTS învecinați” înseamnă OTS racordați direct prin cel puțin o linie de interconexiune în CA sau CC;

50. „analiza siguranței în funcționare” înseamnă întreaga sferă a activităților computerizate, manuale și automate realizate în scopul de a evalua siguranța în funcționare a sistemului de transport și măsurile de remediere necesare pentru a menține siguranța în funcționare;

51. „indicatori ai siguranței în funcționare” înseamnă indicatorii utilizați de OTS pentru a monitoriza siguranța în funcționare în ceea ce privește stările sistemului, precum și defectele și perturbațiile care influențează siguranța în funcționare;

52. „evaluarea siguranței în funcționare” înseamnă clasificarea folosită de OTS ca să monitorizeze siguranța în funcționare pe baza indicatorilor siguranței în funcționare;

53. „teste operaționale” înseamnă atât acele teste efectuate de către un OTS sau OD pentru întreținerea și dezvoltarea practicilor operaționale și a instruirii aferente, precum și pentru dobândirea informațiilor cu privire la comportamentul sistemului de transport în condiții anormale de funcționare, cât și testele efectuate de utilizatorii de rețea semnificativi asupra instalațiilor proprii, în scopuri similare;

54. „contingență normală” înseamnă apariția unei contingențe pe o singură latură sau un singur nod de injecție de putere;

55. „contingență extraordinară” înseamnă apariția simultană a mai multor contingențe care nu au o cauză comună sau pierderea mai multor unități generatoare, conducând la o pierdere totală de capacitate mai mare decât incidentul de referință;

56. „viteza de variație a sarcinii” reprezintă viteza de modificare a puterii active a unei unități generatoare, a unui loc de consum sau a unui sistem HVDC;

57. „rezervă de putere reactivă” înseamnă puterea reactivă care este disponibilă pentru menținerea tensiunii;

58. „incident de referință” înseamnă abaterea maximă pozitivă sau negativă care are loc instantaneu între producție și consum într-o zonă sincronă, luată în considerare la dimensionarea RSF;

59. „stabilitate de unghi rotoric” înseamnă capacitatea mașinilor sincrone de a rămâne în sincronism atât în situația cu N elemente în funcțiune, cât și după apariția unei perturbații;

60. „plan de securitate” înseamnă planul care conține o evaluare a riscului activelor critice ale OTS în cazul unor scenarii privind amenințări fizice și informatice majore și o evaluare a efectelor potențiale;

61. „limite de stabilitate” înseamnă limitele permise pentru operarea sistemului de transport în ceea ce privește respectarea limitelor stabilității de tensiune, ale stabilității de unghi rotoric și ale stabilității de frecvență;

62. „starea de zonă extinsă” desemnează o stare de alertă, de urgență sau de colaps care prezintă riscul de propagare la nivelul sistemelor de transport interconectate;

63. „plan de apărare a sistemului” înseamnă ansamblul de măsuri tehnice și organizatorice care trebuie luate pentru a preveni propagarea unei perturbații sau o deteriorare în sistemul de transport, în vederea evitării unei perturbații la nivel de stare de zonă extinsă și a unei stări de colaps;

64. „topologie” înseamnă datele privind modul de conectare în stații a diferitelor elemente din cadrul sistemelor de transport sau de distribuție și cuprinde configurația electrică și poziția întrerupătoarelor și a separatoarelor;

65. „suprasarcini tranzitorii admisibile” înseamnă suprasarcinile temporare pe elementele sistemului de transport, care sunt permise pentru o perioadă limitată de timp și care nu provoacă deteriorări fizice ale elementelor din sistemul de transport, atâta timp cât durata definită și limitele sunt respectate;

66. „linie de interconexiune virtuală” înseamnă o mărime de intrare suplimentară a regulatoarelor din zonele RFP implicate, care are același efect ca o mărime de intrare bazată pe valoarea măsurată a unei linii de interconexiune fizice și care permite schimbul de energie electrică între zonele respective;

67. „sisteme flexibile de transport al curentului alternativ” sau „FACTS” înseamnă echipamente de transport al energiei electrice în curent alternativ, în scopul consolidării capacității de reglaj și al creșterii capacității de transfer al puterii active;

68. „adecvanță” înseamnă capacitatea surselor de putere dintr-o zonă de a acoperi consumul din acea zonă;

69. „programul agregat al schimburilor externe nete” înseamnă programul care realizează agregarea programelor schimburilor externe ale tuturor OTS și a programelor de schimburi comerciale externe între două zone de programare sau între o zonă de programare și un grup de alte zone de programare;

70. „plan de disponibilitate” înseamnă combinația dintre toate stările de disponibilitate preconizate ale unui activ relevant într-o anumită perioadă de timp;

71. „stare de disponibilitate” înseamnă capacitatea unui element de rețea, a unei unități generatoare sau a unui loc de consum de a furniza un serviciu într-o anumită perioadă de timp, indiferent dacă se află în funcțiune sau nu;

72. „aproape în timp real” înseamnă o diferență de timp între ultima închidere a porții intrazilnice și timpul real, care nu depășește 15 minute;

73. „program de consum” înseamnă un program care reprezintă consumul unui loc de consum sau al unui grup de locuri de consum;

74. „mediul de date de planificare operațională ENTSO-E” înseamnă ansamblul de echipamente și aplicații informatice dezvoltate cu scopul de a permite stocarea, schimbul și gestionarea datelor utilizate pentru procesele de planificare operațională între OTS;

75. „program de schimburi comerciale externe” înseamnă un program care reprezintă schimburile comerciale de energie electrică între participanții la piață în diferite zone de programare;

76. „programul schimburilor externe al OTS” înseamnă programul care reprezintă schimbul de energie electrică între OTS din diferite zone de programare;

77. „retragere forțată din exploatare” înseamnă scoaterea neplanificată din funcțiune a unui activ relevant din orice cauză specifică situației de urgență care nu se află sub controlul operațional al operatorului activului relevant respectiv;

78. „program de producție” înseamnă programul de producție a energiei electrice de către o unitate generatoare sau de către un grup de unități generatoare;

79. „program de schimburi comerciale interne” înseamnă un program care reprezintă schimburile comerciale de energie electrică dintr-o zonă de programare, care au loc între diferiți participanți la piață;

80. „activ relevant intern” înseamnă un activ relevant care face parte din zona de reglaj a unui OTS sau un activ relevant dintr-un sistem de distribuție, inclusiv un sistem de distribuție închis, care este conectat direct sau indirect la zona de reglaj a OTS respectiv;

81. „poziție netă a zonei CA” înseamnă valoarea agregată netă a tuturor programelor schimburilor externe în CA ale unei zone;

82. „regiune de coordonare a retragerilor din exploatare” înseamnă un ansamblu de zone de reglaj pentru care OTS definesc proceduri de monitorizare și, acolo unde este necesar, de coordonare a disponibilității activelor relevante pentru toate orizonturile de timp;

83. „loc de consum relevant” înseamnă un loc de consum care participă la procesul de coordonare a retragerilor din exploatare și a cărui disponibilitate influențează siguranța în funcționare la nivel transfrontalier;

84. „activ relevant” înseamnă un loc de consum relevant, o unitate generatoare relevantă sau un element de rețea relevant care participă la coordonarea retragerilor din exploatare;

85. „element de rețea relevant” înseamnă orice componentă a unui sistem de transport, inclusiv liniile de interconexiune, sau a unui sistem de distribuție, inclusiv a unui sistem de distribuție închis, cum ar fi o linie unică, un circuit unic, un transformator unic, un transformator defazor de reglaj unic, sau o instalație de reglaj al tensiunii care participă la procesul de coordonare a retragerilor din exploatare și a cărei disponibilitate influențează siguranța în funcționare la nivel transfrontalier;

86. „incompatibilitate în planificarea retragerilor din exploatare” înseamnă starea în care combinația dintre disponibilitatea unuia sau mai multor elemente de rețea relevante, al unităților generatoare relevante și/sau al locurilor de consum și cea mai bună estimare a stării prognozate a rețelei electrice conduce la încălcarea limitelor de siguranță în funcționare, luându-se în considerare măsurile de remediere aflate la dispoziția OTS care nu presupun costuri;

87. „agent de planificare a retragerilor din exploatare” înseamnă o entitate căreia îi revine sarcina planificării disponibilității unei unități generatoare relevante, a unui loc de consum relevant sau a unui element de rețea relevant;

88. „unitate generatoare relevantă” înseamnă unitatea generatoare care participă la coordonarea retragerilor din exploatare și a cărei disponibilitate influențează siguranța în funcționare la nivel transfrontalier;

89. „centru de coordonare a securității la nivel regional” („CCSR”) înseamnă entitatea sau entitățile, deținute sau controlate de către OTS, dintr-una sau mai multe regiuni de calcul al capacităților, care efectuează sarcini legate de coordonarea regională a OTS;

90. „agent de programare” înseamnă entitatea sau entitățile cărora le revine sarcina de a transmite programele participanților la piață către OTS sau, după caz, către terți;

91. „zonă de programare” înseamnă o zonă în care se aplică obligațiile OTS în ceea ce privește programarea, datorită unor nevoi operaționale sau organizatorice;

92. „cu o săptămână înainte” înseamnă săptămâna de dinaintea săptămânii calendaristice de funcționare;

93. „pe un an” înseamnă în anul de dinaintea anului calendaristic de funcționare;

94. „OTS afectat” înseamnă un OTS care are nevoie, pentru analiza și menținerea siguranței în funcționare, de informațiile privind schimbul de rezerve și/sau utilizarea în comun a rezervelor și/sau procesul de compensare a dezechilibrelor și/sau procesul de activare transfrontalieră;

95. „capacitate de rezervă” înseamnă cantitatea de RSF, RRF sau RI care trebuie să fie puse la dispoziția OTS;

96. „schimb de rezerve” înseamnă posibilitatea ca un OTS să aibă acces la o capacitate de rezervă racordată la altă zonă RFP, bloc RFP sau zonă sincronă ca să-și completeze propriile rezerve în conformitate cu necesarul de rezerve rezultat din procesul propriu de dimensionare a RSF, RRF sau RI, această capacitate de rezervă fiind destinată exclusiv respectivului OTS fără ca niciun alt OTS să o ia în calcul în scopul respectării cerințelor proprii privind rezervele care rezultă din procesele lor respective de dimensionare a rezervelor;

97. „partajare de rezerve” înseamnă un mecanism în care mai mulți OTS utilizează aceeași capacitate de rezervă, fie RSF, RRF sau RI, pentru a-și completa propriile rezerve în conformitate cu necesarul de rezerve rezultat din procesele proprii de dimensionare a rezervelor;

98. „timp de declanșare a stării de alertă” înseamnă perioada de timp necesară pentru ca starea de alertă să devină activă;

99. „RRF automate” înseamnă RRF care pot fi activate printr-un dispozitiv de reglaj automat;

100. „temporizarea activării RRF automate” înseamnă intervalul de timp dintre stabilirea unei noi valori de referință de către regulatorul central frecvență-putere de schimb și începutul livrării fizice de RRF automate;

101. „durata de activare completă a RRF automate” înseamnă perioada de timp dintre stabilirea unei noi valori de referință de către regulatorul central frecvență-putere de schimb și activarea sau dezactivarea corespunzătoare a RRF automate;

102. „date despre valoarea medie a ARRF” înseamnă setul de date constând în valoarea medie a ARRF înregistrată instantaneu dintr-o zonă RFP sau dintr-un bloc RFP într-o anumită perioadă de timp măsurată;

103. „OTS furnizor al capacității de reglaj” înseamnă OTS care declanșează activarea capacității sale de rezervă pentru un OTS beneficiar al capacității de reglaj, în condițiile unui acord de partajare a rezervelor;

104. „OTS beneficiar al capacității de reglaj” înseamnă OTS care calculează capacitatea de rezervă ținând cont de capacitatea de rezervă care este accesibilă prin intermediul unui OTS furnizor al capacității de reglaj, în condițiile unui acord de partajare a rezervelor;

105. „procesul de aplicare a criteriilor” înseamnă procesul de calcul al parametrilor-țintă pentru zona sincronă, pentru blocul RFP, precum și pentru zona RFP, pe baza datelor obținute în procesul de colectare și de furnizare a datelor;

106. „procesul de colectare și de furnizare a datelor” înseamnă procesul de colectare a setului de date necesare pentru a îndeplini criteriile de evaluare a calității frecvenței;

107. „proces de activare a RRF transfrontaliere” înseamnă un proces convenit între OTS care participă la procesul care permite activarea RRF conectate într-o altă zonă RFP prin corectarea în mod corespunzător a contribuției PRF implicate;

108. „proces de activare a RI transfrontaliere” înseamnă un proces convenit între OTS care participă la procesul care permite activarea RI conectate într-o altă zonă RFP prin corectarea în mod corespunzător a contribuției PIR implicate;

109. „incident de dimensionare” înseamnă cel mai mare dezechilibru de putere activă preconizat produs instantaneu într-un bloc RFP, atât în direcție pozitivă, cât și în direcție negativă;

110. „abaterea timpului electric” înseamnă discrepanța temporală dintre timpul sincron și timpul universal coordonat (UTC);

111. „abaterea de frecvență pentru activarea integrală a RSF” înseamnă valoarea nominală a abaterii de frecvență la care RSF dintr-o zonă sincronă este activată integral;

112. „durata de activare integrală a RSF” înseamnă perioada de timp dintre apariția incidentului de referință și activarea integrală corespunzătoare a RSF;

113. „RSF obligatorie” înseamnă acea parte din toate RSF pentru care este responsabil OTS;

114. „proces de stabilizare a frecvenței” sau „PSF” înseamnă un proces care vizează stabilizarea frecvenței sistemului prin compensarea dezechilibrelor cu ajutorul unor rezerve adecvate;

115. „proces de cuplare a frecvențelor” înseamnă un proces convenit între toți OTS din două zone sincrone, care permite corelarea activării RSF prin adaptarea fluxurilor HVDC între zonele sincrone;

116. „parametru care definește calitatea frecvenței” înseamnă principalele variabile ale frecvenței sistemului care definesc principiile calității frecvenței;

117. „parametru-țintă pentru calitatea frecvenței” înseamnă principalul obiectiv de frecvență, în funcție de care este evaluat comportamentul proceselor de activare a RSF, RRF și RI în starea de funcționare normală;

118. „criterii de evaluare a calității frecvenței” înseamnă un set de calcule care utilizează valori măsurate ale frecvenței sistemului și care permite evaluarea calității frecvenței sistemului față de parametrii-țintă pentru calitatea frecvenței;

119. „date pentru evaluarea calității frecvenței” înseamnă setul de date care permite calcularea criteriilor de evaluare a calității frecvenței;

120. „domeniul de recuperare a frecvenței” înseamnă domeniul de frecvență în care se preconizează că frecvența sistemului din zonele sincrone GB și IE/IN revine după apariția unui dezechilibru mai mic sau egal cu incidentul de referință pe durata de recuperare a frecvenței;

121. „durata de recuperare a frecvenței” înseamnă, pentru zonele sincrone GB și IE/IN, perioada maximă de timp preconizată după apariția unui dezechilibru mai mic sau egal cu incidentul de referință în care sistemul revine la abaterea de frecvență maximă în regim staționar;

122. „domeniul de restabilire a frecvenței” înseamnă domeniul de frecvență în care se preconizează că frecvența sistemului din zonele sincrone GB, IE/IN și Europa de Nord revine după apariția unui dezechilibru mai mic sau egal cu incidentul de referință pe durata de restabilire a frecvenței;

123. „parametri-țintă pentru ARRF” înseamnă variabilele-țintă principale ale blocului RFP pe baza cărora sunt determinate și evaluate criteriile de dimensionare pentru RRF și RI din blocul RFP care sunt folosite pentru a reflecta comportamentul blocului RFP în condiții normale de funcționare;

124. „transfer de putere la restabilirea frecvenței” înseamnă puterea care este transferată între zonele RFP în cadrul procesului de activare a RRF transfrontaliere;

125. „valoarea de referință a frecvenței” înseamnă valoarea-țintă a frecvenței utilizate în PRF, definită ca suma dintre frecvența nominală a sistemului și o valoare de compensare necesară pentru a reduce abaterea timpului electric;

126. „cerințe de disponibilitate a RRF” înseamnă o serie de cerințe definite de OTS dintr-un bloc RFP în ceea ce privește disponibilitatea RRF;

127. „reguli de dimensionare a RRF” înseamnă specificațiile procesului de dimensionare a RRF dintr-un bloc RFP;

128. „procesul de compensare a dezechilibrelor” înseamnă un proces convenit între OTS, care permite evitarea activării simultane a RRF în direcții opuse, luând în considerare ARRF respective, precum și RRF activate, și corectând în mod corespunzător contribuția PRF implicate;

129. „transfer de putere pentru compensarea dezechilibrelor” înseamnă puterea care este transferată între zonele RFP în cadrul procesului de compensare a dezechilibrelor;

130. „obligație de RSF inițială” înseamnă cantitatea de RSF alocată unui OTS pe baza cheii de repartizare;

131. „date referitoare la frecvența instantanee” înseamnă un set de valori măsurate referitoare la frecvența generală a sistemului dintr-o zonă sincronă, cu o perioadă de măsurare mai mică sau egală cu o secundă, utilizate în scopul evaluării calității frecvenței;

132. „abaterea frecvenței instantanee” înseamnă un set de valori măsurate referitoare la abaterile de frecvență ale întregului sistem dintr-o zonă sincronă, cu o perioadă de măsurare mai mică sau egală cu o secundă, utilizate în scopul evaluării calității frecvenței;

133. „date referitoare la ARRF instantanee” înseamnă un set de date referitoare la ARRF dintr-un bloc RFP cu o perioadă de măsurare mai mică sau egală cu 10 secunde, utilizate în scopul evaluării calității frecvenței;

134. „domeniu ARRF de nivelul 1” înseamnă primul domeniu folosit în scopul evaluării calității frecvenței la nivelul blocului RFP în care ARRF ar trebui menținută o anumită parte din timp;

135. „domeniu ARRF de nivelul 2” înseamnă al doilea domeniu folosit în scopul evaluării calității frecvenței la nivelul blocului RFP în care ARRF ar trebui menținută o anumită parte din timp;

136. „acord operațional în blocul RFP” înseamnă un acord multilateral între toți OTS dintr-un bloc RFP în cazul în care blocul RFP este operat de mai mult de un OTS și înseamnă o metodologie operațională în blocul RFP care urmează a fi adoptată în mod unilateral de către OTS relevant în cazul în care blocul RFP este operat de un singur OTS;

137. „transfer de putere de înlocuire” înseamnă puterea care este schimbată între zonele RFP în cadrul procesului de activare a RI transfrontaliere;

138. „dezechilibre din blocul RFP” înseamnă suma dintre ARRF, RRF activată și RI activată în cadrul blocului și schimbul de putere pentru compensarea dezechilibrelor, transferul de putere la restabilirea frecvenței și transferul de putere de înlocuire din acest bloc RFP cu alte blocuri RFP;

139. „Responsabilul cu monitorizarea blocului RFP” înseamnă un OTS responsabil cu colectarea datelor privind criteriile de evaluare a calității frecvenței și de aplicarea acestor criterii la blocul RFP;

140. „structura reglajului frecvență-putere” înseamnă structura de bază care ia în considerare toate aspectele relevante ale reglajului frecvență-putere, în special în ceea ce privește obligațiile și responsabilitățile aferente, precum și categoriile și rolurile rezervelor de putere activă;

141. „structura responsabilității proceselor” înseamnă structura necesară pentru a stabili responsabilitățile și obligațiile în ceea ce privește rezervele de putere activă pe baza structurii de reglaj din zona sincronă;

142. „structura activării proceselor” înseamnă structura necesară pentru a clasifica procesele aferente diverselor tipuri de rezerve de putere activă, în ceea ce privește rolul și activarea acestora;

143. „durata de activare completă a RRF manuale” înseamnă perioada de timp dintre schimbarea valorii de referință și activarea sau dezactivarea corespunzătoare a RRF manuale;

144. „abaterea maximă a frecvenței instantanee” înseamnă valoarea absolută maximă preconizată a abaterii frecvenței instantanee după apariția unui dezechilibru mai mic sau egal cu incidentul de referință, valoare la depășirea căreia trebuie activate măsurile de urgență;

145. „zonă de monitorizare” înseamnă o parte a unei zone sincrone sau o întreagă zonă sincronă, delimitată fizic prin punctele de măsurare pe liniile de interconexiune cu alte zone de monitorizare și operată de unul sau mai mulți OTS care îndeplinesc obligațiile aplicabile unei zone de monitorizare;

146. „calificare prealabilă” înseamnă procesul de verificare a conformității unei unități de furnizare a rezervelor sau a unui grup de furnizare a rezervelor cu cerințele stabilite de OTS;

147. „perioadă de variație a sarcinii” înseamnă o perioadă de timp definită de un punct de pornire fix și de o durată pe parcursul căreia intrarea și/sau ieșirea puterii active crește sau scade;

148. „OTS cu autoritate de decizie referitoare la rezerve” înseamnă OTS care este responsabil să dea dispoziții unității de furnizare a rezervelor sau grupului de furnizare a rezervelor pentru activarea RRF și/sau RI;

149. „OD cu rezerve racordate” înseamnă OD responsabil de rețeaua de distribuție la care este racordată o unitate de furnizare a rezervelor sau un grup de furnizare a rezervelor care furnizează rezerve unui OTS;

150. „OTS cu rezerve racordate” înseamnă OTS responsabil de zona de monitorizare la care este racordată o unitate de furnizare a rezervelor sau un grup de furnizare a rezervelor;

151. „OTS receptor al rezervei” înseamnă un OTS implicat într-un schimb cu un OTS cu rezerve racordate și/sau cu o unitate de furnizare a rezervelor sau cu un grup furnizor de rezerve racordat la o altă zonă de monitorizare sau RFP;

152. „procesul de înlocuire a rezervelor” sau „PIR” înseamnă un proces de restabilire a RRF activate și, în plus, în cazul GB și IE/IN, de restabilire a RSF activate;

153. „cerințe de disponibilitate a RI” înseamnă o serie de cerințe definite de OTS dintr-un bloc RFP în ceea ce privește disponibilitatea RI;

154. „reguli de dimensionare a RI” înseamnă specificațiile procesului de dimensionare a RI dintr-un bloc RFP;

155. „domeniu de frecvență standard” înseamnă un interval definit simetric în jurul frecvenței nominale, în care se consideră că se operează frecvența sistemului dintr-o zonă sincronă;

156. „abaterea standard a frecvenței” înseamnă valoarea absolută a abaterii de frecvență care limitează domeniul de frecvență standard;

157. „abaterea de frecvență în regim staționar” înseamnă valoarea absolută a abaterii de frecvență după apariția unui dezechilibru, după ce frecvența sistemului a fost stabilizată;

158. „responsabilul cu monitorizarea zonei sincrone” înseamnă un OTS responsabil de colectarea datelor privind criteriile de evaluare a calității frecvenței și de aplicarea acestor criterii la zona sincronă;

159. „procesul de ajustare a timpului” înseamnă un proces de ajustare prin care se urmărește readucerea la zero a abaterii timpului electric care se manifestă între timpul sincron și UTC.

Articolul 4

Obiective și aspecte de reglementare

(1) Prezentul regulament vizează:

(a) stabilirea cerințelor și a principiilor comune de siguranță în funcționare;

(b) stabilirea principiilor comune de planificare operațională în sistemul interconectat;

(c) stabilirea proceselor comune de reglaj frecvență-putere și a structurilor de reglaj;

(d) asigurarea condițiilor pentru menținerea siguranței în funcționare în întreaga Uniune;

(e) asigurarea condițiilor pentru menținerea unui nivel de calitate a frecvenței comun tuturor zonelor sincrone din Uniune;

(f) promovarea coordonării operării rețelei și a planificării operaționale;

(g) asigurarea și creșterea transparenței și a fiabilității informațiilor privind operarea sistemului de transport;

(h) contribuția la funcționarea eficientă și la dezvoltarea sistemului de transport al energiei electrice și al sectorului energiei electrice din Uniune.

(2) Atunci când aplică prezentul regulament, statele membre, autoritățile competente și operatorii de sistem au următoarele obligații:

(a) să aplice principiile proporționalității și nediscriminării;

(b) să asigure transparența;

(c) să aplice principiul optimizării între eficiența generală maximă și cele mai scăzute costuri totale pentru toate părțile implicate;

(d) să se asigure că OTS folosesc mecanismele de piață cât mai mult cu putință, pentru a asigura siguranța și stabilitatea rețelei;

(e) să respecte responsabilitatea atribuită OTS relevant, în scopul asigurării siguranței în funcționare a sistemului, inclusiv în conformitate cu legislația națională;

(f) să se consulte cu OD relevanți și să țină cont de impactul potențial asupra sistemului lor; și

(g) să țină seama de standardele și de specificațiile tehnice convenite la nivel european.

Articolul 5

Termenii și condițiile sau metodologiile OTS

(1) OTS elaborează termenii și condițiile sau metodologiile necesare în temeiul prezentului regulament și le transmit spre aprobare autorităților de reglementare competente în conformitate cu articolul 6 alineatele (2) și (3) sau entității desemnate de statul membru în conformitate cu articolul 6 alineatul (4) în termenele respective stabilite de prezentul regulament.

(2) În cazul în care o propunere de termeni și condiții sau metodologii în conformitate cu prezentul regulament trebuie să fie elaborată și convenită de mai mult de un OTS, OTS participanți cooperează strâns. Cu sprijinul ENTSO-E, OTS informează periodic autoritățile de reglementare și agenția în legătură cu progresele înregistrate în ceea ce privește elaborarea acestor termeni și condiții sau metodologii.

(3) În cazul în care nu se ajunge la un consens între OTS care decid cu privire la propunerile de termeni și condiții sau metodologii în conformitate cu articolul 6 alineatul (2), aceștia decid cu majoritate calificată. O majoritate calificată pentru propuneri în conformitate cu articolul 6 alineatul (2) necesită o majoritate a:

(a) OTS reprezentând cel puțin 55 % din statele membre și

(b) OTS reprezentând state membre care cuprind cel puțin 65 % din populația Uniunii.

(4) O minoritate de blocare pentru decizii în conformitate cu articolul 6 alineatul (2) trebuie să includă OTS reprezentând cel puțin patru state membre. În caz contrar, majoritatea calificată este considerată ca fiind întrunită.

(5) În cazul în care regiunile în cauză cuprind mai mult de cinci state membre și nu se ajunge la un consens între OTS care decid cu privire la propunerile de termeni și condiții sau metodologii în conformitate cu articolul 6 alineatul (3), aceștia decid cu majoritate calificată. O majoritate calificată pentru propunerile în conformitate cu articolul 6 alineatul (3) necesită o majoritate a:

(a) OTS reprezentând cel puțin 72 % din statele membre în cauză și

(b) OTS reprezentând state membre care cuprind cel puțin 65 % din populația regiunii în cauză.

(6) O minoritate de blocare în ceea ce privește deciziile în conformitate cu articolul 6 alineatul (3) trebuie să includă cel puțin un număr minim de OTS reprezentând peste 35 % din populația statelor membre participante, plus OTS reprezentând cel puțin un stat membru în cauză suplimentar. În caz contrar, majoritatea calificată este considerată ca fiind întrunită.

(7) OTS care decid cu privire la propunerile de termeni și condiții sau metodologii în conformitate cu articolul 6 alineatul (3) referitoare la regiunile compuse din cel mult cinci state membre decid pe bază de consens.

(8) Pentru deciziile OTS luate în temeiul alineatelor (3) și (4), se atribuie un vot fiecărui stat membru. Dacă există mai mulți OTS pe teritoriul unui stat membru, statul membru respectiv distribuie drepturile de vot între OTS.

(9) În cazul în care OTS nu prezintă autorităților de reglementare o propunere de termeni și condiții sau metodologii în conformitate cu articolul 6 alineatele (2) și (3) sau entităților desemnate de statele membre în conformitate cu articolul 6 alineatul (4) în termenele stabilite în prezentul regulament, aceștia furnizează autorităților de reglementare competente și agenției proiectele de termeni și condiții sau metodologii relevante și explică motivele care au împiedicat ajungerea la un acord. Agenția informează Comisia și, în cooperare cu autoritățile de reglementare competente, la cererea Comisiei, analizează motivele pentru care nu s-a ajuns la un acord și informează Comisia cu privire la aceasta. Comisia ia măsurile corespunzătoare pentru a face posibilă adoptarea termenilor și condițiilor sau a metodologiilor necesare în termen de patru luni de la primirea informațiilor din partea agenției.

Articolul 6

Aprobarea termenilor și condițiilor sau a metodologiilor OTS

(1) Fiecare autoritate de reglementare aprobă termenii și condițiile sau metodologiile elaborate de către OTS în conformitate cu alineatele (2) și (3). Entitatea desemnată de statul membre aprobă termenii și condițiile sau metodologiile elaborate de OTS în temeiul alineatului (4). Entitatea desemnată este autoritatea de reglementare dacă statul membru nu prevede altfel.

(2) Următoarele propuneri de termeni și condiții sau metodologii fac obiectul aprobării de către toate autoritățile de reglementare ale Uniunii, iar un stat membru poate transmite autorității de reglementare vizate un aviz pe această temă:

(a) cerințe organizaționale cheie, rolurile și responsabilitățile pentru schimbul de date legate de siguranța în funcționare, în conformitate cu articolul 40 alineatul (6);

(b) metodologia de elaborare a modelelor comune de rețea în conformitate cu articolul 67 alineatul (1) și cu articolul 70;

(c) metodologia pentru coordonarea analizei siguranței în funcționare în conformitate cu articolul 75.

(3) Următoarele propuneri de termeni și condiții sau metodologii fac obiectul aprobării de către toate autoritățile de reglementare din regiunea vizată, iar un stat membru poate transmite autorității de reglementare vizate un aviz pe această temă:

(a) metodologia, pentru fiecare zonă sincronă, necesară definirii inerției minime în conformitate cu articolul 39 alineatul (3) litera (b);

(b) dispoziții comune, pentru fiecare regiune de calcul al capacității, necesare gestionării siguranței în funcționare la nivel regional, în conformitate cu articolul 76;

(c) metodologia, cel puțin pentru fiecare zonă sincronă, pentru evaluarea pertinenței activelor legate de coordonarea retragerilor din exploatare, în conformitate cu articolul 84;

(d) metodologiile, condițiile și valorile incluse în acordurile operaționale pentru zona sincronă de la articolul 118, cu privire la: (i) parametrii care definesc calitatea frecvenței și parametrul-țintă pentru calitatea frecvenței, în conformitate cu articolul 127; (ii) regulile de dimensionare pentru RSF în conformitate cu articolul 153; (iii) proprietățile suplimentare ale RSF în conformitate cu articolul 154 alineatul (2); (iv) pentru zonele sincrone GB și IE/IN, măsurile necesare pentru a asigura recuperarea rezervoarelor de energie în conformitate cu articolul 156 alineatul (6) litera (b); (v) pentru zonele sincrone EC și Europa de Nord, perioada minimă de activare care trebuie asigurată de furnizorii de RSF în conformitate cu articolul 156 alineatul (10); (vi) pentru zonele sincrone EC și Europa de Nord, ipotezele și metodologia pentru analiza cost-beneficiu în conformitate cu articolul 156 alineatul (11); (vii) pentru alte zone decât zona sincronă EC și, dacă este cazul, limitele pentru schimbul de RSF între OTS în conformitate cu articolul 163 alineatul (2); (viii) pentru zonele sincrone GB și IE/IN, metodologia de stabilire a cantității minime de capacitate de rezervă furnizate la RSF între zonele sincrone, definită în conformitate cu articolul 174 alineatul (2) litera (b); (ix) limitarea cantității de schimb de RRF între zonele sincrone definite în conformitate cu articolul 176 alineatul (1) și limitarea cantității de partajare de RRF între zonele sincrone definite în conformitate cu articolul 177 alineatul (1); (x) limitarea cantității de schimb de RI între zonele sincrone definite în conformitate cu articolul 178 alineatul (1) și limitarea cantității de partajare de RI între zonele sincrone definite în conformitate cu articolul 179 alineatul (1);

(e) metodologiile și condițiile incluse în acordurile operaționale în blocul RFP de la articolul 119, cu privire la: (i) restricții de rampă la producția de putere activă, în conformitate cu articolul 137 alineatele (3) și (4); (ii) măsuri de coordonare care să vizeze reducerea ARRF, astfel cum sunt definite la articolul 152 alineatul (14); (iii) măsuri pentru a reduce ARRF prin solicitarea de modificări ale producției sau consumului unităților generatoare și al unităților consumatoare, în conformitate cu articolul 152 alineatul (16); (iv) regulile de dimensionare a RRF în conformitate cu articolul 157 alineatul (1);

(f) măsuri de atenuare pentru fiecare zonă sincronă sau bloc RFP, în conformitate cu articolul 138;

(g) o propunere comună pentru fiecare zonă sincronă vizând stabilirea blocurilor RFP în conformitate cu articolul 141 alineatul (2).

(4) Dacă nu se stabilește altfel de către statul membru, termenii și condițiile sau metodologiile de mai jos sunt supuse aprobării individuale a entității desemnate în conformitate cu alineatul (1) de către statul membru:

(a) pentru zonele sincrone GB și IE/IN, propunerea fiecărui OTS în care se precizează nivelul pierderii de consum la care sistemul de transport este în stare de colaps;

(b) sfera schimbului de date cu OD și cu utilizatorii de rețea semnificativi, în conformitate cu articolul 40 alineatul (5);

(c) cerințe suplimentare pentru grupurile de furnizare a RSF, în conformitate cu articolul 154 alineatul (3);

(d) excluderea grupurilor furnizoare de RSF de la furnizarea RSF, în conformitate cu articolul 154 alineatul (4);

(e) pentru zonele sincrone CE și Europa de Nord, propunerea referitoare la perioada minimă de activare intermediară care trebuie asigurată de furnizorii de RSF în conformitate cu articolul 156 alineatul (9);

(f) cerințele tehnice pentru RRF definite de către OTS în conformitate cu articolul 158 alineatul (3);

(g) respingerea grupurilor furnizoare de RRF de la furnizarea RRF în conformitate cu articolul 159 alineatul (7);

(h) cerințe tehnice pentru racordarea unităților furnizoare de RI și a grupurilor furnizoare de RI, definite de OTS în conformitate cu articolul 161 alineatul (3) și

(i) respingerea grupurilor furnizoare de RI de la furnizarea RI în conformitate cu articolul 162 alineatul (6).

(5) Atunci când unui operator de sistem relevant sau OTS i se impune sau i se permite, în temeiul prezentului regulament, să precizeze sau să își dea acordul în privința unor cerințe care nu fac obiectul alineatului (4), statele membre pot să ceară aprobarea prealabilă a autorității de reglementare competente în privința respectivelor cerințe.

(6) Propunerile de termeni și condiții sau metodologii includ un calendar orientativ de implementare și o descriere a impactului preconizat al acestora în ceea ce privește obiectivele prezentului regulament. Propunerile de termeni și condiții sau metodologii care fac obiectul aprobării de către mai multe sau de către toate autoritățile de reglementare sunt transmise agenției la aceeași dată la care sunt transmise autorităților de reglementare. La cererea autorităților de reglementare competente, agenția emite în termen de trei luni un aviz cu privire la propunerile de termeni și condiții sau metodologii.

(7) În cazul în care aprobarea termenilor și condițiilor sau metodologiilor necesită o decizie din partea mai multor autorități de reglementare, autoritățile de reglementare competente se consultă, cooperează îndeaproape și se coordonează pentru a ajunge la un acord. În cazul în care agenția emite un aviz, autoritățile de reglementare competente trebuie să țină seama de avizul respectiv. Autoritățile de reglementare iau deciziile cu privire la termenii și condițiile sau metodologiile prezentate în conformitate cu alineatele (2) și (3) în termen de șase luni de la primirea termenilor și condițiilor sau metodologiilor de către autoritatea de reglementare sau, după caz, de către ultima autoritate de reglementare în cauză.

(8) În cazul în care autoritățile de reglementare nu au putut ajunge la un acord în termenul prevăzut la alineatul (7) sau la cererea lor comună, agenția adoptă o decizie privind propunerile prezentate de termeni și condiții sau metodologii în termen de șase luni, în conformitate cu articolul 8 alineatul (1) din Regulamentul (CE) nr. 713/2009.

(9) Atunci când aprobarea termenilor și condițiilor sau a metodologiilor necesită luarea unei decizii de către o entitate unică desemnată în conformitate cu alineatul (4), entitatea unică desemnată trebuie să ia această decizie în termen de 6 luni de la primirea termenilor și condițiilor sau a metodologiilor.

(10). Orice parte poate formula o plângere la adresa unui operator de sistem sau OTS relevant cu privire la obligațiile sau la deciziile care îi revin operatorului de sistem sau OTS relevant în temeiul prezentului regulament, pe care poate să o depună la autoritatea de reglementare care, în calitate de autoritate de soluționare a litigiilor, emite o decizie în termen de două luni de la primirea plângerii. Această perioadă poate fi prelungită cu încă două luni dacă autoritatea de reglementare solicită informații suplimentare. Această prelungire poate fi extinsă cu acordul reclamantului. Decizia autorității de reglementare are efect obligatoriu până la anularea sa în caz de recurs.

Articolul 7

Modificări ale termenilor și condițiilor sau ale metodologiilor OTS

(1) În cazul în care una sau mai multe autorități de reglementare solicită o modificare pentru a aproba termenii și condițiile sau metodologiile prezentate în conformitate cu articolul 6 alineatele (2) și (3), OTS relevanți prezintă o propunere de modificare a termenilor și condițiilor sau a metodologiilor în vederea aprobării în termen de două luni de la solicitarea autorităților de reglementare. Autoritățile de reglementare competente decid cu privire la termenii și condițiile sau metodologiile modificate în termen de două luni de la transmiterea lor.

(2) În cazul în care o entitate desemnată solicită o modificare pentru a aproba termenii și condițiile sau metodologiile prezentate în conformitate cu articolul 6 alineatul (4), OTS relevant prezintă o propunere de modificare a termenilor și condițiilor sau a metodologiilor în vederea aprobării în termen de două luni de la solicitarea entității desemnate. Entitatea desemnată decide cu privire la termenii și condițiile sau metodologiile modificate în termen de două luni de la transmiterea lor.

(3) În cazul în care autoritățile de reglementare competente nu au putut ajunge la un acord privind termenii și condițiile sau metodologiile în conformitate cu articolul 6 alineatele (2) și (3) în termenul de două luni, sau la cererea lor comună, agenția adoptă o decizie privind termenii și condițiile sau metodologiile modificate în termen de șase luni, în conformitate cu articolul 8 alineatul (1) din Regulamentul (CE) nr. 713/2009. În cazul în care OTS relevanți nu prezintă o propunere de modificare a termenilor și condițiilor sau a metodologiilor, se aplică procedura prevăzută la articolul 5 alineatul (7).

(4) OTS responsabili cu elaborarea propunerii de termeni și condiții sau metodologii sau autoritățile de reglementare sau entitățile desemnate responsabile cu adoptarea lor în conformitate cu articolul 6 alineatele (2), (3) și (4) pot propune modificări ale acestor termeni și condiții sau metodologii. Propunerile de modificare a termenilor și condițiilor sau a metodologiilor se transmit spre consultare, dacă este cazul, în conformitate cu procedura prevăzută la articolul 11 și se aprobă în conformitate cu procedura stabilită la articolele 5 și 6.

Articolul 8

Publicarea pe internet

(1) OTS responsabili pentru elaborarea termenilor și condițiilor sau a metodologiilor în conformitate cu prezentul regulament le publică pe internet după aprobarea lor de către autoritățile de reglementare competente sau, în cazul în care o astfel de aprobare nu este necesară, după elaborarea lor, cu excepția cazului în care aceste informații sunt considerate confidențiale în conformitate cu articolul 12.

(2) Publicarea se referă, de asemenea, la următoarele aspecte:

(a) îmbunătățirea instrumentelor pentru operarea rețelelor, în conformitate cu articolul 55 alineatul (1) litera (e);

(b) parametrii-țintă pentru ARRF, în conformitate cu articolul 128;

(c) restricții de rampă la nivelul zonei sincrone, în conformitate cu articolul 137 alineatul (1);

(d) restricții de rampă la nivelul blocului RFP, în conformitate cu articolul 137 alineatul (3);

(e) măsurile luate în starea de alertă din cauza rezervelor insuficiente de putere activă, în conformitate cu articolul 152 alineatul (11) și

(f) solicitarea unui OTS cu rezerve racordate către un furnizor de RSF de a pune la dispoziție informații în timp real, în conformitate cu articolul 154 alineatul (11).

Articolul 9

Recuperarea costurilor

(1) Costurile care sunt suportate de operatorii de sistem supuși tarifelor de rețea reglementate și care decurg din obligațiile prevăzute în prezentul regulament se evaluează de către autoritățile de reglementare relevante. Costurile evaluate ca fiind rezonabile, eficiente și proporționate se recuperează prin tarife de rețea sau alte mecanisme adecvate.

(2) La cererea autorităților de reglementare relevante, operatorii de sistem menționați la alineatul (1) furnizează, în termen de trei luni de la data depunerii cererii, informațiile necesare pentru a facilita evaluarea costurilor suportate.

Articolul 10

Implicarea părților interesate

Agenția, în strânsă cooperare cu ENTSO-E, organizează implicarea părților interesate în ceea ce privește operarea sistemului în condiții de siguranță și alte aspecte ale punerii în aplicare a prezentului regulament. Această implicare include reuniuni periodice cu părțile interesate pentru a identifica probleme și pentru a propune îmbunătățiri în ceea ce privește operarea sistemului în condiții de siguranță.

Articolul 11

Consultare publică

(1) OTS responsabili pentru prezentarea propunerilor de termeni și condiții sau metodologii sau a modificărilor acestora în conformitate cu prezentul regulament consultă părțile interesate, inclusiv autoritățile relevante din fiecare stat membru, cu privire la proiectele de propuneri de termeni și condiții sau metodologii menționate la articolul 6 alineatele (2) și (3). Consultarea trebuie să dureze cel puțin o lună.

(2) Propunerile de termeni și condiții sau de metodologii prezentate de OTS la nivelul Uniunii se publică și se supun consultării publice la nivelul Uniunii. Propunerile prezentate de OTS la nivel regional sunt supuse consultării publice, cel puțin la nivel regional. Părțile care prezintă propuneri la nivel bilateral sau multilateral întreprind o consultare publică cel puțin în statele membre în cauză.

(3) OTS responsabili cu elaborarea propunerii de termeni și condiții sau metodologii țin seama în mod corespunzător de opiniile părților interesate care rezultă în urma consultărilor care au precedat prezentarea acesteia în vederea aprobării de către autoritățile de reglementare. În toate cazurile, la depunerea cererii trebuie furnizată o justificare solidă a includerii sau a neincluderii opiniilor rezultate din consultare, care trebuie publicată în timp util, înainte de sau simultan cu publicarea propunerii de termeni și condiții sau metodologii.

Articolul 12

Obligații în materie de confidențialitate

(1) Informațiile confidențiale primite, schimbate sau transmise în temeiul prezentului regulament sunt supuse cerințelor secretului profesional prevăzute la alineatele (2), (3) și (4).

(2) Obligația de a păstra secretul profesional se aplică persoanelor care fac obiectul dispozițiilor din prezentul regulament.

(3) Informațiile confidențiale primite de persoanele sau de autoritățile de reglementare menționate la alineatul (2) în timpul exercitării atribuțiilor lor nu pot fi divulgate niciunei alte persoane sau autorități fără a aduce atingere cazurilor reglementate de dreptul intern, celorlalte dispoziții ale prezentului regulament sau altor acte legislative relevante ale Uniunii.

(4) Fără a aduce atingere cazurilor reglementate de legislația națională sau a Uniunii, autoritățile de reglementare, organismele sau persoanele care primesc informații confidențiale în temeiul prezentului regulament le pot utiliza numai în scopul exercitării funcțiilor lor în temeiul prezentului regulament.

Articolul 13

Acorduri cu OTS nevizați de prezentul regulament

În cazul în care o zonă sincronă cuprinde atât OTS din Uniune, cât și din țări terțe, în termen de 18 luni de la data intrării în vigoare a prezentului regulament toți OTS din Uniune din respectiva zonă sincronă se străduiesc să încheie cu OTS din țările terțe nevizați de prezentul regulament un acord care să stabilească baza pentru cooperarea lor în ceea ce privește operarea în condiții de siguranță a sistemului și demersurile necesare pentru asigurarea de către OTS din țările terțe a conformității cu obligațiile prevăzute de prezentul regulament.

Articolul 14

Monitorizare

(1) ENTSO-E monitorizează punerea în aplicare a prezentului regulament, în conformitate cu articolul 8 alineatul (8) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009. Monitorizarea va include cel puțin următoarele aspecte:

(a) indicatori ai siguranței în funcționare, în conformitate cu articolul 15;

(b) reglajul frecvență-putere, în conformitate cu articolul 16;

(c) evaluarea coordonării regionale, în conformitate cu articolul 17;

(d) identificarea divergențelor în ceea ce privește punerea în aplicare la nivel național a prezentului regulament în ceea ce privește termenii și condițiile sau metodologiile menționate la articolul 6 alineatul (3);

(e) identificarea îmbunătățirilor suplimentare ale instrumentelor și serviciilor în conformitate cu articolul 55 literele (a) și (b), dincolo de ameliorările identificate de OTS în conformitate cu articolul 55 litera (e);

(f) identificarea oricăror îmbunătățiri necesare în raportul anual privind scala de clasificare a incidentelor în conformitate cu articolul 15, care sunt necesare pentru a sprijini sustenabilitatea și durabilitatea siguranței în funcționare și

(g) identificarea problemelor referitoare la cooperarea în ceea ce privește siguranța în funcționare a sistemului cu OTS din țări terțe.

(2) Agenția, în cooperare cu ENTSO-E, elaborează, în termen de 12 luni de la data intrării în vigoare a prezentului regulament, o listă a informațiilor relevante care trebuie comunicate agenției de către ENTSO-E, în conformitate cu articolul 8 alineatul (9) și cu articolul 9 alineatul (1) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009. Lista informațiilor relevante poate face obiectul unor actualizări. ENTSO-E menține o arhivă de date electronice cuprinzătoare și într-un format standardizat cu informațiile solicitate de către agenție.

(3) OTS relevanți prezintă Rețelei europene a operatorilor de sisteme de transport de energie electrică informațiile necesare pentru îndeplinirea sarcinilor menționate la alineatele (1) și (2).

(4) Pe baza unei cereri a autorității de reglementare, OD furnizează OTS informațiile prevăzute la alineatul (2), cu excepția cazului în care informațiile sunt deja la dispoziția autorităților de reglementare, a OTS, a agenției sau a ENTSO-E în legătură cu sarcinile lor respective de monitorizare a punerii în aplicare, cu scopul de a evita duplicarea informațiilor.

Articolul 15

Raportarea anuală privind indicatorii siguranței în funcționare

(1) Până la 30 septembrie, ENTSO-E publică un raport anual bazat pe scala de clasificare a incidentelor, adoptată în conformitate cu articolul 8 alineatul (3) litera (a) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009. Agenția poate să își prezinte avizul cu privire la formatul și conținutul raportului anual, inclusiv localizarea geografică a incidentelor raportate, interdependențele dintre sistemele electrice ale zonelor de reglaj ale OTS, precum și orice informații retrospective.

(2) OTS din fiecare stat membru furnizează ENTSO-E, până la 1 martie, datele și informațiile necesare pentru elaborarea rapoartelor anuale pe baza scalei de clasificare a incidentelor menționată la alineatul (1). Datele furnizate de OTS acoperă anul anterior.

(3) Rapoartele anuale menționate la alineatul (1) trebuie să conțină cel puțin următorii indicatori ai siguranței în funcționare, relevanți pentru siguranța în funcționare:

(a) numărul elementelor sistemului de transport declanșate anual, per OTS;

(b) numărul instalațiilor generatoare declanșate anual, per OTS;

(c) energia nefurnizată pe an ca urmare a deconectării neprevăzute a locurilor de consum, per OTS;

(d) durata și numărul ocurențelor de stări de alertă și de stări de urgență, per OTS;

(e) durata și numărul evenimentelor în care a existat o lipsă de rezerve, per OTS;

(f) durata și numărul abaterilor de tensiune care depășesc intervalele din tabelele 1 și 2 din anexa II, per OTS;

(g) numărul de minute în afara domeniului de frecvență standard și numărul de minute în afara celor 50 % din abaterea de frecvență maximă în regim staționar per zonă sincronă;

(h) numărul de separări prin segmentare sau de stări de colaps locale și

(i) numărul de colapsuri care implică doi sau mai mulți OTS.

(4) Raportul anual menționat la alineatul (1) trebuie să conțină următorii indicatori ai siguranței în funcționare, relevanți pentru planificarea operațională:

(a) numărul evenimentelor în care un incident din lista de contingențe a condus la o degradare a stării operaționale a sistemului;

(b) numărul evenimentelor menționate la litera (a) în care a avut loc o degradare a condițiilor de operare a sistemului ca urmare a discrepanțelor neașteptate față de prognozele pentru consum sau producție;

(c) numărul evenimentelor în care a avut loc o degradare a condițiilor de operare a sistemului din cauza unei contingențe excepționale;

(d) numărul evenimentelor menționate la litera (c) în care a avut loc o degradare a condițiilor de operare a sistemului ca urmare a discrepanțelor neașteptate față de prognozele pentru consum sau producție și

(e) numărul evenimentelor care conduc la o degradare a condițiilor de operare a sistemului din cauza lipsei rezervelor de putere activă.

(5) Rapoartele anuale trebuie să conțină explicația motivelor apariției incidentelor la evaluarea siguranței în funcționare 2 și 3 în conformitate cu scara de clasificare a incidentelor adoptată de ENTSO-E. Aceste explicații se bazează pe o anchetă a incidentelor efectuată de OTS, a cărei derulare se prevede în scala de clasificare a incidentelor. OTS informează respectivele autorități de reglementare cu privire la o anchetă în timp util înainte ca aceasta să fie lansată. Autoritățile de reglementare și agenția pot fi implicate în anchetă la cererea acestora.

Articolul 16

Raportul anual privind reglajul frecvență-putere

(1) Până la 30 septembrie, ENTSO-E publică un raport anual privind reglajul frecvență-putere pe baza informațiilor furnizate de OTS în conformitate cu alineatul (2). Raportul anual privind reglajul frecvență-putere include informațiile enumerate la alineatul (2) pentru fiecare stat membru.

(2) Începând de la 14 septembrie 2018, OTS din fiecare stat membru comunică ENTSO-E, până la data de 1 martie a fiecărui an, următoarele informații privind anul anterior:

(a) identificarea blocurilor RFP, a zonelor RFP și a zonelor de monitorizare din statul membru;

(b) identificarea blocurilor RFP care nu se află în statul membru și care conțin zone RFP și zone de monitorizare care se află în statul membru respectiv;

(c) identificarea zonelor sincrone de care aparține fiecare stat membru;

(d) datele referitoare la criteriile de evaluare a calității frecvenței pentru fiecare zonă sincronă și fiecare bloc RFP de la literele (a), (b) și (c), care se referă la fiecare lună din cel puțin doi ani calendaristici anteriori;

(e) RSF obligatorie și obligația de RSF inițială a fiecărui OTS care își desfășoară activitatea în statul membru, pentru fiecare lună din cel puțin doi ani calendaristici anteriori și

(f) o descriere și data punerii în aplicare a măsurilor de atenuare și a cerințelor pentru rampă în vederea reducerii abaterilor de frecvență deterministe, întreprinse în cursul anului calendaristic precedent în conformitate cu articolele 137 și 138, în care au fost implicați OTS din statul membru.

(3) Datele furnizate de OTS acoperă anul anterior. Informațiile privind zonele sincrone, blocurile RFP, zonele RFP și zonele de monitorizare de la literele (a), (b) și (c) se raportează o singură dată. Când se modifică aceste zone, informațiile se raportează până la data de 1 martie a anului următor.

(4) După caz, toți OTS dintr-o zonă sincronă sau dintr-un bloc RFP cooperează la colectarea datelor menționate la alineatul (2).

Articolul 17

Raportul anual privind evaluarea coordonării regionale

(1) Până la 30 septembrie, ENTSO-E publică un raport anual privind evaluarea coordonării regionale, pe baza rapoartelor anuale privind evaluarea coordonării regionale furnizate de centrele de coordonare a securității la nivel regional în conformitate cu alineatul (2), evaluează eventualele probleme de interoperabilitate și propune schimbări care vizează îmbunătățirea eficacității și a eficienței în ceea ce privește coordonarea operării sistemului.

(2) Până la 1 martie, fiecare centru de coordonare a securității la nivel regional elaborează un raport anual și îl transmite ENTSO-E, incluzând următoarele informații privind sarcinile pe care le îndeplinește:

(a) numărul de evenimente, durata medie si motivele pentru care nu a putut să își îndeplinească funcțiile;

(b) statisticile referitoare la restricții, inclusiv la durata, localizarea și numărul acestor restricții, împreună cu măsurile de remediere aferente activate și costul acestora, dacă au fost suportate costuri;

(c) numărul de cazuri în care OTS refuză să implementeze măsurile de remediere recomandate de către centrul de coordonare a securității la nivel regional și motivele acestora;

(d) numărul incompatibilităților constatate referitor la retragerile din exploatare în conformitate cu articolul 80 și

(e) o descriere a cazurilor în care a fost evaluată lipsa de adecvanță la nivel regional, precum și o descriere a măsurilor de atenuare instituite.

(3) Datele furnizate către ENTSO-E de către centrele de coordonare a securității la nivel regional acoperă anul anterior.

PARTEA II

SIGURANȚA ÎN FUNCȚIONARE

TITLUL 1

CERINȚE PRIVIND SIGURANȚA ÎN FUNCȚIONARE

CAPITOLUL 1

Stările sistemului, măsurile de remediere și limitele de siguranță în funcționare

Articolul 18

Clasificarea stărilor sistemului

(1) Un sistem de transport este în starea normală de funcționare în cazul în care sunt îndeplinite toate condițiile de mai jos:

(a) fluxurile de tensiune și de putere se încadrează în limitele de siguranță în funcționare definite în conformitate cu articolul 25;

(b) frecvența îndeplinește următoarele criterii: (i) abaterea de frecvență în regim staționar se încadrează în domeniul de frecvență standard; sau (ii) valoarea absolută a abaterii de frecvență în regim staționar a sistemului nu este mai mare decât abaterea maximă de frecvență în regim staționar și nu sunt atinse limitele frecvenței sistemului pentru starea de alertă;

(c) rezervele de putere activă și reactivă sunt suficiente pentru a suporta contingențele din lista de contingențe definită în conformitate cu articolul 33 fără să se încalce limitele de siguranță în funcționare;

(d) funcționarea zonei de reglaj a OTS în cauză este și va rămâne în limitele de siguranță în funcționare după activarea măsurilor de remediere în urma producerii unei contingențe din lista de contingențe definită în conformitate cu articolul 33;

(2) Un sistem de transport este în stare de alertă în cazul în care:

(a) fluxurile de tensiune și de putere se încadrează în limitele de siguranță în funcționare definite în conformitate cu articolul 25 și

(b) capacitatea de rezervă a OTS este redusă cu mai mult de 20 % pentru o perioadă mai lungă de 30 de minute și nu există niciun mijloc prin care să se compenseze această reducere în decursul funcționării în timp real a sistemului; sau

(c) frecvența îndeplinește următoarele criterii: (i) valoarea absolută a abaterii de frecvență în regim staționar a sistemului nu este mai mare decât abaterea maximă de frecvență în regim staționar și (ii) valoarea absolută a abaterii de frecvență în regim staționar a sistemului a depășit constant 50 % din abaterea maximă de frecvență în regim staționar, pentru o perioadă de timp mai lungă decât perioada de declanșare a stării de alertă, sau domeniul de frecvență standard, pentru o perioadă de timp mai lungă decât durata de restabilire a frecvenței; sau

(d) cel puțin o contingență din lista de contingențe, definită în conformitate cu articolul 33, determină o încălcare a limitelor de siguranță în funcționare ale OTS, chiar și după activarea măsurilor de remediere;

(3) Un sistem de transport este în stare de urgență în cazul în care este îndeplinită cel puțin una dintre următoarele condiții:

(a) există cel puțin o încălcare a limitelor de siguranță în funcționare ale OTS definite în conformitate cu articolul 25;

(b) frecvența nu îndeplinește criteriile pentru starea normală de funcționare și pentru starea de alertă definite în conformitate cu alineatele (1) și (2);

(c) este activată cel puțin o măsură din planul OTS de apărare a sistemului;

(d) există o deficiență în funcționarea instrumentelor, mijloacelor și instalațiilor, definită în conformitate cu articolul 24 alineatul (1), care determină indisponibilitatea acestor instrumente, mijloace și instalații pentru o perioadă mai lungă de 30 de minute.

(4) Un sistem de transport este în stare de colaps în cazul în care cel puțin una dintre următoarele condiții este îndeplinită:

(a) pierderea a mai mult de 50 % din consum în zona de reglaj a OTS în cauză;

(b) lipsa totală a tensiunii timp de cel puțin trei minute în zona de reglaj a OTS în cauză, care determină declanșarea unor planuri de restaurare.

Un OTS din zonele sincrone GB și IE/IN poate elabora o propunere în care să precizeze nivelul pierderii de consum la care sistemul de transport este în stare de colaps. OTS din zonele sincrone GB și IE/IN notifică această situație ENTSO-E.

(5) Un sistem de transport este în stare de restaurare atunci când un OTS, aflat în stare urgență sau de colaps, a început să activeze măsuri din planul de restaurare.

Articolul 19

Monitorizare și determinarea stărilor sistemului de către OTS

(1) Fiecare OTS, în decursul funcționării în timp real, determină starea sistemului său de transport.

(2) Fiecare OTS monitorizează următorii parametri ai sistemului de transport în timp real în zona sa de reglaj, pe baza telemetriei în timp real sau a valorilor calculate din zona sa de observabilitate, luând în calcul datele structurale și datele în timp real în conformitate cu articolul 42:

(a) fluxurile de putere activă și reactivă;

(b) tensiunile în bara colectoare;

(c) frecvența și abaterea de reglaj la restabilirea frecvenței din zona sa RFP;

(d) rezervele de putere activă și reactivă și

(e) producția și consumul.

(3) Pentru a stabili starea sistemului, fiecare OTS trebuie să facă analiza contingențelor cel puțin o dată la fiecare 15 minute, monitorizând parametrii sistemului de transport definiți în conformitate cu alineatul (2) față de limitele de siguranță în funcționare definite în conformitate cu articolul 25 și față de criteriile pentru stările sistemului definite în conformitate cu articolul 18. Fiecare OTS verifică, de asemenea, nivelul rezervelor disponibile față de capacitatea de rezervă. Atunci când efectuează analiza contingențelor, fiecare OTS ține seama de efectul măsurilor de remediere și al măsurilor din planul de apărare a sistemului.

(4) În cazul în care sistemul său de transport nu este într-o stare normală de funcționare și în cazul în care această stare a sistemului este calificată drept stare de zonă extinsă, OTS are următoarele obligații:

(a) să informeze toți OTS cu privire la starea sistemului său prin intermediul unui instrument informatic pentru schimbul de date în timp real la nivel paneuropean și

(b) să furnizeze informații suplimentare cu privire la elementele sistemului său de transport care fac parte din zona de observabilitate a altor OTS, acestor OTS.

Articolul 20

Măsuri de remediere în cadrul operării sistemului

(1) Fiecare OTS se străduiește să asigure că sistemul său de transport rămâne în stare normală de funcționare și este responsabil de gestionarea situațiilor de nerespectare a siguranței în funcționare. Pentru a atinge acest obiectiv, fiecare OTS concepe, elaborează și activează măsuri de remediere, în funcție de disponibilitate și ținând cont de timpul și de resursele necesare pentru activarea acestora, precum și de condițiile din afara sistemului de transport care sunt relevante pentru fiecare măsură de remediere.

(2) Măsurile de remediere utilizate de OTS în cadrul operării sistemelor în conformitate cu alineatul (1) și cu articolele 21-23 din prezentul regulament trebuie să concorde cu măsurile de remediere luate în considerare la calculul capacităților, în conformitate cu articolul 25 din Regulamentul (UE) 2015/1222.

Articolul 21

Principii și criterii aplicabile măsurilor de remediere

(1) Fiecare OTS aplică următoarele principii atunci când activează și coordonează măsuri de remediere în conformitate cu articolul 23:

(a) în situațiile de nerespectare a siguranței în funcționare care nu trebuie să fie gestionate în mod coordonat, un OTS concepe, elaborează și activează măsurile de remediere care readuc sistemul la starea normală de funcționare și care previn propagarea stării de alertă sau de urgență în afara zonei de reglaj a OTS din categoriile definite la articolul 22;

(b) în situațiile de nerespectare a siguranței în funcționare care trebuie să fie gestionate în mod coordonat, un OTS concepe, elaborează și activează măsurile de remediere împreună cu ceilalți OTS în cauză, potrivit metodologiei de elaborare a măsurilor de remediere în coordonare în temeiul articolului 76 alineatul (1) litera (b) și ținând seama de recomandarea unui centru de coordonare a securității la nivel regional, în conformitate cu articolul 78 alineatul (4).

(2) Atunci când alege măsurile de remediere adecvate, fiecare OTS trebuie să aplice următoarele criterii:

(a) să activeze măsurile de remediere cele mai eficace și eficiente din punct de vedere economic;

(b) să activeze măsuri de remediere cât mai aproape de timpul real, ținând seama de perioada de timp preconizată de activare și de urgența situației de operare a sistemului pe care intenționează să o soluționeze;

(c) să ia în considerare riscurile de eșec în cazul aplicării măsurilor de remediere disponibile și impactul acestora asupra siguranței în funcționare, cum ar fi: (i) riscurile de eșec sau de scurtcircuit provocate de modificarea topologiei; (ii) riscurile de retrageri din exploatare provocate de modificările puterii active sau reactive la unitățile generatoare sau la locurile de consum și (iii) riscurile de defecțiune cauzate de comportamentul echipamentelor;

(d) să acorde prioritate măsurilor de remediere care pun la dispoziție cea mai mare capacitate interzonală pentru alocarea capacităților, respectând totodată toate limitele de siguranță în funcționare.

Articolul 22

Categorii de măsuri de remediere

(1) Fiecare OTS utilizează următoarele categorii de măsuri de remediere:

(a) modificarea duratei unei retrageri planificate din exploatare sau repunerea în serviciu a elementelor sistemului de transport pentru a obține disponibilitatea operațională a respectivelor elemente ale sistemelor de transport;

(b) modificarea activă a fluxurilor de putere prin: (i) comutarea ploturilor la transformatoarele de putere; (ii) comutarea ploturilor la transformatoarele defazor de reglaj; (iii) modificarea topologiilor;

(c) reglajul tensiunii și gestionarea puterii reactive prin: (i) comutarea ploturilor la transformatoarele de putere; (ii) comutarea capacitorilor și bobinelor de reactanță; (iii) comutarea dispozitivelor de gestionare a tensiunii și a puterii reactive pe bază de electronică de putere; (iv) transmiterea de dispoziții către OD racordați la sistemele de transport și către utilizatorii de rețea semnificativi pentru blocarea reglajului automat de tensiune și putere reactivă al transformatoarelor sau pentru activarea la instalațiile lor a măsurilor de remediere prevăzute la punctele (i)-(iii) dacă deteriorarea tensiunii periclitează siguranța în funcționare sau amenință să conducă la un colaps de tensiune într-un sistem de transport; (v) solicitarea modificării valorii de ieșire a puterii reactive sau a valorii de referință a tensiunii grupurilor generatoare sincrone racordate la sistemul de transport; (vi) solicitarea modificării valorii de ieșire a puterii reactive a comutatorilor grupurilor generatoare nesincrone racordate la sistemul de transport;

(d) recalcularea capacității interzonale pe o zi și intrazilnice în conformitate cu Regulamentul (UE) 2015/1222;

(e) redispecerizarea utilizatorilor de rețea electrică racordați la sistemul de transport sau distribuție din zona de reglaj a OTS, între doi sau mai mulți OTS;

(f) comercializarea în contrapartidă între două sau mai multe zone de ofertare;

(g) ajustarea fluxurilor de putere activă prin intermediul sistemelor HVDC;

(h) activarea procedurilor de gestionare a abaterilor de frecvență;

(i) limitarea, în conformitate cu articolul 16 alineatul (2) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009, a capacității interzonale alocate deja într-o situație de urgență în cazul în care utilizarea acestei capacități pune în pericol siguranța în funcționare, dacă toți OTS de la o anumită linie de interconexiune sunt de acord cu o astfel de ajustare și dacă redispecerizarea sau comercializarea în contrapartidă nu este posibilă și

(j) dacă este cazul, includerea izolării sub sarcină reglate manual în starea normală sau în starea de alertă.

(2) Dacă este necesar și justificat pentru a menține siguranța în funcționare, fiecare OTS poate pregăti și activa măsuri de remediere suplimentare. OTS trebuie să raporteze și să justifice aceste cazuri în fața autorității de reglementare competente și, dacă este cazul, statului membru, cel puțin o dată pe an după activarea măsurilor de remediere suplimentare. Rapoartele și justificările relevante sunt, de asemenea, publicate. Comisia Europeană sau agenția poate solicita autorității de reglementare competente să furnizeze informații suplimentare cu privire la activarea măsurilor de remediere suplimentare în cazurile în care acestea afectează un sistem de transport învecinat.

Articolul 23

Pregătirea, activarea și coordonarea măsurilor de remediere

(1) Fiecare OTS pregătește și activează măsurile de remediere în conformitate cu criteriile prevăzute la articolul 21 alineatul (2), pentru a preveni deteriorarea stării sistemului, pe baza următoarelor elemente:

(a) monitorizarea și stabilirea stărilor sistemului în conformitate cu articolul 19;

(b) analiza contingențelor în funcționarea în timp real în conformitate cu articolul 34 și

(c) analiza contingențelor în planificarea operațională în conformitate cu articolul 72.

(2) Atunci când pregătește și activează măsuri de remediere, inclusiv de redispecerizare sau de comercializare în contrapartidă, în conformitate cu articolul 25 și cu articolul 35 din Regulamentul (UE) 2015/1222 sau o procedură din planul de apărare al unui OTS care afectează alți OTS, OTS relevant evaluează, în cooperare cu OTS vizați, impactul unor astfel de măsuri sau demersuri de remediere în interiorul și în afara zonei sale de reglaj, în conformitate cu articolul 75 alineatul (1), cu articolul 76 alineatul (1) litera (b) și cu articolul 78 alineatele (1), (2) și (4) și furnizează OTS vizați informațiile despre acest impact.

(3) Atunci când pregătește și activează măsuri de remediere care au un impact asupra URS și OD conectați la sistemul de transport, fiecare OTS, în cazul în care sistemul său de transport este în starea normală de funcționare sau în starea de alertă, evaluează impactul măsurilor de remediere în cooperare cu URS și OD afectați și alege măsurile de remediere care contribuie la menținerea stării normale de funcționare și a funcționării în siguranță în cazul tuturor părților implicate. Toți URS și DO afectați furnizează OTS toate informațiile necesare pentru această coordonare.

(4) Atunci când pregătește și activează măsurile de remediere, fiecare OTS cu un sistem de transport care nu este în stare normală sau de alertă coordonează, în măsura în care este posibil, aceste măsuri de remediere cu URS și OD afectați care sunt conectați la sistemul de transport, pentru a menține siguranța în funcționare și integritatea sistemului de transport.

Atunci când un OTS activează o măsură de remediere, toți URS și OD conectați la sistemul de transport aplică dispozițiile date de OTS.

(5) În cazul în care restricțiile au doar consecințe asupra stării locale din interiorul zonei de reglaj a OTS și nerespectarea siguranței în funcționare nu trebuie gestionată în mod coordonat, OTS responsabil cu gestionarea acesteia poate decide să nu activeze măsuri de remediere care presupun costuri.

Articolul 24

Disponibilitatea mijloacelor, instrumentelor și instalațiilor OTS

(1) Fiecare OTS asigură disponibilitatea, fiabilitatea și redundanța următoarelor elemente:

(a) instalații pentru monitorizarea stării sistemului de transport, inclusiv aplicații pentru estimarea stării și instalații pentru reglajul frecvență-putere;

(b) mijloace de reglare a comutării întrerupătoarelor, a conjunctoarelor, a schimbătoarelor de ploturi și a altor echipamente utilizate pentru a regla elementele sistemului de transport;

(c) mijloace de comunicare cu camerele de comandă ale altor OTS și CCSR;

(d) instrumente de analiză a siguranței în funcționare și

(e) instrumente și mijloace de comunicare necesare OTS pentru a facilita operațiunile transfrontaliere de piață.

(2) În cazul în care instrumentele, mijloacele și instalațiile OTS menționate la alineatul (1) afectează OD sau URS racordați la sistemul de transport și implicați în furnizarea serviciilor de echilibrare, a serviciilor tehnologice de sistem sau de apărare sau de restaurare sau în furnizarea în timp real de date operaționale în conformitate cu articolul 44, cu articolul 47, cu articolul 50, cu articolul 51 și cu articolul 52, OTS relevant și respectivii OD și URS trebuie să coopereze și să se coordoneze pentru a specifica și a asigura disponibilitatea, fiabilitatea și redundanța acestor instrumente, mijloace și instalații.

(3) În termen de 18 luni de la data intrării în vigoare a prezentului regulament, fiecare OTS adoptă un plan de continuitate a activității care detaliază răspunsurile sale la o pierdere a instrumentelor, a mijloacelor și a instalațiilor critice și conține dispoziții în ceea ce privește întreținerea, înlocuirea și dezvoltarea acestora. Fiecare OTS își reexaminează cel puțin o dată pe an planul de asigurare a continuității activității și îl actualizează după caz și, în orice caz, după orice modificare importantă a instrumentelor, mijloacelor și instalațiilor critice sau condițiilor de operare a sistemului respectiv. OTS pun la dispoziția OD și URS vizați părțile din planul de asigurare a continuității activității care îi afectează pe aceștia din urmă.

Articolul 25

Limitele siguranței în funcționare

(1) Fiecare OTS specifică limitele de siguranță în funcționare pentru fiecare element al sistemului său de transport, luând în considerare cel puțin următoarele caracteristici fizice:

(a) limitele de tensiune în conformitate cu articolul 27;

(b) limitele pentru curentul de scurtcircuit în conformitate cu articolul 30 și

(c) limitele actuale în materie de clasificare termică, inclusiv suprasarcinile tranzitorii admisibile.

(2) Atunci când definește limitele siguranței în funcționare, fiecare OTS ține seama de capacitățile URS de a împiedica deconectarea determinată de domeniile de tensiune și de limitele de frecvență în stările normale și de alertă.

(3) În cazul schimbării unuia dintre elementele sistemului de transport, fiecare OTS validează și, dacă este necesar, actualizează limitele de siguranță în funcționare.

(4) Pentru fiecare linie de interconexiune, fiecare OTS convine cu OTS din vecinătate limitele comune de siguranță în funcționare în conformitate cu alineatul (1).

Articolul 26

Plan de securitate pentru protecția infrastructurii critice

(1) Fiecare OTS specifică, ținând seama de articolul 5 din Directiva 2008/114/CE a Consiliului (10), un plan de securitate confidențial care conține o evaluare a riscului asupra activelor deținute sau operate de OTS și care acoperă principalele scenarii de amenințări cibernetice sau fizice stabilite de către statul membru.

(2) Planul de securitate trebuie să ia în considerare impactul potențial al sistemelor europene de transport interconectate și să includă măsuri fizice și organizatorice care vizează atenuarea riscurilor identificate.

(3) Fiecare OTS reexam